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MARCO REGULATÓRIO DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO

NO MÉXICO

GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME/SPE

Ministério de Minas e Energia

Ministro Fernando Coelho Filho

Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Paulo Jerônimo Bandeira de Mello Pedrosa

Diretor do Departamento de Planejamento Energético Eduardo Azevedo Rodrigues

MARCO REGULATÓRIO DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO

NO MÉXICO

NOTA TÉCNICA SPT-Abast Nº 1/2016

Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Presidente Luiz Augusto Nóbrega Barroso

Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Ricardo Gorini de Oliveira

Diretor de Estudos de Energia Elétrica Amilcar Guerreiro

Diretor de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis Gelson Baptista Serva

Diretor de Gestão Corporativa Álvaro Henrique Matias Pereira

Coordenação Geral Gelson Baptista Serva

Coordenação Executiva Ricardo Nascimento e Silva do Valle

Coordenação Técnica Marcelo Castello Branco Cavalcanti

Equipe Técnica Maria Cecilia Pereira de Araújo Paula Isabel da Costa Barbosa

URL: http://www.epe.gov.br Sede SCN, Qd. 01, Bl. C, nº 85, Sl. 1712/1714 70711-902 - Brasília – DF Escritório Central Av. Rio Branco, n.º 01 – 11º Andar 20090-003 - Rio de Janeiro – RJ

EPE-DPG-SPT-Abast-NT-01-2016

Setembro de 2016

Previsão de preços internacionais e nacionais de petróleos e derivados i


SUMÁRIO

INTRODUÇÃO ............................................................................................................. 1

1. CONTEXTO HISTÓRICO ........................................................................................... 3

2. PANORAMA DA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO NO MÉXICO ................................................. 16

3. CARACTERÍSTICAS DO MARCO REGULATÓRIO MEXICANO............................................. 22

3.1. Estrutura institucional ................................................................................... 22

3.1.1. Pré-reforma ................................................................................................................... 22

3.1.2. Pós-reforma ................................................................................................................... 24

3.2. Regulação do upstream ................................................................................. 25

3.2.1. Pré-reforma ................................................................................................................... 25

3.2.2. Pós-reforma ................................................................................................................... 26

3.2.2.1. Licença............................................................................................................................... 27

3.2.2.2. Partilha de produção ........................................................................................................... 28

3.2.2.3. Partilha de lucro .................................................................................................................. 29

3.2.2.4. Contrato de serviços ............................................................................................................ 30

3.3. Papel da Pemex, Rodada Zero e Primeira Rodada ......................................... 31

3.3.1. Pré-reforma ................................................................................................................... 31

3.3.2. Pós-reforma ................................................................................................................... 32

3.3.2.1. Alocações ........................................................................................................................... 33

3.3.2.2. Rodada Zero ....................................................................................................................... 34

3.3.2.3. Primeira Rodada ................................................................................................................. 35

3.4. Tributação ...................................................................................................... 37

3.4.1. Pré-reforma ................................................................................................................... 37

3.4.2. Pós-reforma ................................................................................................................... 38

3.5. Conteúdo nacional ......................................................................................... 42

3.5.1. Pré-reforma ................................................................................................................... 42

3.5.2. Pós-reforma ................................................................................................................... 42

3.6. Gás natural, petroquímica e refino ................................................................ 43

3.6.1. Pré-reforma ................................................................................................................... 43

3.6.2. Pós-reforma ................................................................................................................... 43

3.7. Downstream e política de preço de combustíveis .......................................... 44

3.7.1. Pré-reforma ................................................................................................................... 44

3.7.2. Pós reforma ................................................................................................................... 45

Previsão de preços internacionais e nacionais de petróleos e derivados ii


3.8. Fundo Soberano e Fundo Mexicano de Petróleo ............................................ 46

3.8.1. Pré-reforma ................................................................................................................... 47

3.8.2. Pós-reforma ................................................................................................................... 48

4. COMPARAÇÃO DAS MUDANÇAS DO MARCO REGULATÓRIO DO PETRÓLEO NO MÉXICO E NO

BRASIL ............................................................................................................. 50

4.1. Primeira fase: Início da exploração ............................................................... 50

4.2. Segunda fase: Nacionalização da indústria.................................................... 53

4.3. Terceira fase: Abertura e modelo atual .......................................................... 56

4.3.1. Fundos Soberanos e do Petróleo: Brasil e México ............................................................. 62

4.3.2. Petrobras X Pemex ......................................................................................................... 65

5. CONSIDERAÇÕES FINAIS ....................................................................................... 67

AGRADECIMENTOS .................................................................................................... 69

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................................... 69

Previsão de preços internacionais e nacionais de petróleos e derivados iii


ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 1: Rodadas de licitação dos Contratos Integrais de E&P 14

Tabela 2: Resumo comparativo dos regimes apresentados 30

Tabela 3: Reservas e recursos potenciais concedidos à Pemex 35

Tabela 5: Mudança de tributos no pré e pós-reforma 39

Tabela 6: Aspectos da Reforma: México e Brasil 61

Tabela 7: Comparação entre os Fundos do Brasil e do México 62

Tabela 8: Indicadores-chave da Petrobras e da Pemex 65

Previsão de preços internacionais e nacionais de petróleos e derivados iv


ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 1: Evolução das reservas provadas de petróleo e gás natural no México 17

áfico 2: Evolução da produção e do consumo de petróleo no México 18

Gráfico 3: Evolução da capacidade de refino (destilação) de petróleo no México 20

Gráfico 4: Preço da gasolina no México reflete controle de preços 45

Previsão de preços internacionais e nacionais de petróleos e derivados v


ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Arranjo institucional da indústria de petróleo e gás natural no México 22

Figura 2: Órgãos-chave do setor energético mexicano 24

Figura 3: Processo de licitação 27

Figura 4: Primeiras mudanças do marco regulatório dos países analisados 52

Figura 5: Evolução do marco regulatório do petróleo na nacionalização do setor 54

Figura 6: Evolução do marco regulatório para contratos de serviço 59

Figura 7: Evolução do marco regulatório na abertura do setor 60

Previsão de preços internacionais e nacionais de petróleos e derivados vi


ÍNDICE DE SIGLAS

AIE Agência Internacional de Energia

AGPN Administração Geral do Petróleo Nacional

bep Barril equivalente de petróleo

CAPN Controle de Administração do Petróleo Nacional

Cenace Centro Nacional de Controle de Energía

Cenagás Centro Nacional de Controle de Gás Natural

CIA Central Intelligence Agency (Agência de inteligência dos Estados Unidos)

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos (Regulador mexicano do upstream)

CNPE Conselho Nacional de Política Energética

CRE Comisión Reguladora de Energía (Regulador mexicano do downstream e

energia elétrica)

CSM Contratos de Serviços Múltiplos

EBITDA Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization (lucros antes

de juros, impostos, depreciação e amortização)

E&P Exploração e Produção (de petróleo e gás natural)

EIA United States Energy Information Administration (Agência de informação

sobre energia dos Estados Unidos)

FEIP Fondo de Estabilización de Ingresos Petroleros (Fundo de estabilização de

receitas do petróleo)

FFIE Fundo Fiscal de Investimentos e Estabilização

FMP Fundo Mexicano do Petróleo

FS Fundo Social

Previsão de preços internacionais e nacionais de petróleos e derivados vii


FSB Fundo Soberano do Brasil

FSR Fundo Soberano de Riqueza

GATT General Agreement on Tariffs and Trade (Tratado internacional de comércio

internacional)

GLP Gás Liquefeito de Petróleo

IOC International Oil Companies (Empresas internacionais de petróleo)

MME Ministério de Minas e Energia

Nafta North America Free Trade Agreement (Tratado de Livre Comércio da América

do Norte)

OCDE Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico

PEF Presupuesto de los Estados de la Federación (Orçamento dos Estados da

Federação – México)

Pemex Petróleos Mexicanos S. A.

Petromex Companhia Petróleos de México S. A.

PIB Produto Interno Bruto

PPSA Pré-sal Petróleo S. A.

Sener Secretaría de Energía (Ministério de Energia mexicano)

SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Ministério da Fazenda mexicano)

Previsão de preços internacionais e nacionais de petróleos e derivados 1


Introdução

O setor de energia, especialmente o petróleo, constantemente é alvo de reformas no mundo.

Na década de 1990, houve uma onda de liberalização que tomou força na Europa e influenciou

mercados como o Brasil. O México, por sua vez, apesar das fortes pressões sofridas na época,

preservou a base de sua organização da indústria petróleo. No entanto, a perda de receita a

partir da queda na produção, conduziu a movimentos que ganharam força e conseguiram

alterar a Constituição Mexicana.

A recente reforma institucional no México promete promover uma grande transformação no

setor de energia mexicano, revolucionando a participação de empresas privadas, estrangeiras

ou não, e trazendo a declinante produção petrolífera mexicana para novos patamares de

crescimento e expansão. A reforma produzirá efeitos sobre a economia mexicana e, alterará

também as decisões de investimento do setor petrolífero em toda a região latino-americana.

A presente Nota Técnica objetiva avaliar o contexto da reforma mexicana, sob o ponto de vista

histórico e institucional, e seus inúmeros desdobramentos como marco regulatório,

evidenciando aspectos importantes tais como tributação, conteúdo nacional, o papel da Pemex,

a Rodada Zero e a Primeira Rodada.

As semelhanças socioeconômicas entre Brasil e México permitem, ainda, inúmeras comparações

entre esses dois países. No setor petróleo, ambos os países, tiveram a produção comercial de

petróleo iniciada com empresas privadas, posteriormente nacionalizada, com a criação de uma

empresa estatal de petróleo. Ambos os países apresentaram reformas recentes ao marco

regulatório, que buscam conciliar a atração de empresas privadas com a permanência de suas

empresas estatais exercendo papel importante em seus respectivos mercados. É importante

destacar o cuidado e o planejamento das autoridades mexicanas ao empreenderem a análise

das experiências de outros países, especialmente o Brasil, previamente à elaboração do seu

novo marco regulatório.



Para fornecer melhor subsidio às questões elencadas, esta Nota Técnica foi composta de cinco

capítulos. O primeiro capítulo apresenta o contexto histórico do setor de petróleo e gás natural

no México, desde suas origens no fim do século XIX até a publicação das leis secundárias que

instauraram da reforma, em agosto de 2014. O capítulo 2 destaca a evolução dos principais

indicadores da indústria petrolífera mexicana, bem como fornece o panorama do setor. O

capítulo 3 analisa as características do Marco Regulatório Mexicano, comparando os principais

aspectos que mudaram recentemente (pós-reforma) com o período anterior (pré-reforma). O

capítulo 4 retoma alguns dos aspectos descritos nos capítulos anteriores e empreende uma

comparação com o caso brasileiro. O capítulo 5, por fim, reúne as principais conclusões e

aponta alguns possíveis impactos da atual conjuntura internacional sobre os temas aqui

tratados.



1. Contexto Histórico

A exploração de petróleo no México teve início na segunda metade do século XIX. Em 1880,

embora ainda não houvesse produção de petróleo no país, a companhia Waters-Pierce se

estabeleceu no México, refinando petróleo vindo dos Estados Unidos e distribuindo derivados.

Essa iniciativa ajudou a desenvolver o mercado mexicano, criou capacidade de refino e uma

estrutura de vendas que ampliou notavelmente a demanda por derivados (De La Borda, 2006).

No final do século XIX, o governo ditatorial do general Porfírio Diaz, ativo promotor da

modernização industrial, buscava incentivar o investimento no setor, formando um marco

institucional favorável à iniciativa privada. Exemplo disso foi a revogação, em 1884, do direito

do Estado sobre os bens do subsolo, que passaram a pertencer ao proprietário da superfície. A

Lei de mineração de 1892 foi mais além, determinando que a propriedade dos recursos de

mineração era irrevogável e perpétua e indicando que petróleo e gás podiam ser explorados

sem concessão governamental. Além disso, os direitos contratuais do Estado mexicano, em sua

relação com as empresas de petróleo, eram muito inferiores aos dos países do Oriente Médio,

na mesma época (Smith & Dzienkowski, 1989). Contudo, até 1900, a produção de petróleo foi

insignificante e caracterizada pela escassez de recursos financeiros dos agentes envolvidos (De

La Borda, 2006).

A produção de petróleo em escala comercial teve início em 1901, com rápida expansão. No

mesmo ano, foi expedida a primeira Lei do Petróleo, que isentava as empresas petroleiras de

impostos sobre exportação de petróleo, e sobre importação de máquinas e equipamentos

(Torres, 1997). Além disso, essa Lei dava às empresas o direito de expropriar terras particulares

que fossem necessárias ao seu estabelecimento e autorizava o executivo a outorgar

diretamente concessões de exploração em propriedades federais (México, 1901). Neste

momento, empresários estrangeiros com capacidade financeira, acesso à tecnologia avançada e

experiência passaram a se interessar pelo país (De La Borda, 2006).



No México, além do querosene iluminante e do asfalto, um importante mercado era o de

combustível para o transporte ferroviário, que substituiu o carvão importado. Contudo, a

produção ganhou tamanha escala no início dos anos 1910, que o mercado doméstico não era

mais capaz de absorvê-la, passando a ser exportados crescentes volumes de petróleo para os

EUA, nos anos seguintes. Em 1911, começou a comercialização externa de petróleo, que se

tornou o principal artigo de exportação em 1917 e, já em 1918, tornou o país o segundo maior

exportador mundial de petróleo (Lopez, 2010). A atividade era, então, comandada por

empresas privadas de capital estrangeiro. Em especial, dois empresários tiveram um importante

papel no início da indústria: o norte-americano Edward Doheny e o inglês Weetman Pearson.

Suas empresas dominavam o setor, desde a exploração e produção, refino e transporte, até a

venda de derivados e exportação. (De La Borda, 2005)

O governo de Porfírio Diaz foi derrubado em 1911, no início da Revolução Mexicana. Pelos 18

anos seguintes, o país se viu num período de tumulto político, em que várias facções tentavam

tomar o poder (Haber et al, 2003). A indústria petroleira, a princípio, não foi diretamente

atingida, pois suas atividades se concentravam em uma região relativamente isolada, fora das

zonas de conflito armado. Além disso, os vários governos que se estabeleceram reconheciam as

empresas petroleiras como importante fonte de recursos e não intervinham nas suas atividades

(De La Borda, 2005). A produção de petróleo seguiu crescendo até 1921, quando atingiu um

pico de 193 milhões de barris no ano (25% da produção mundial), impulsionada, em grande

parte, pela maior demanda internacional gerada pela Primeira Guerra Mundial. No início da

década de 1920, o México era o segundo maior produtor de petróleo, atrás apenas dos Estados

Unidos, e o maior exportador (Merril & Miró, 1996); (De La Borda, 2006).

Por outro lado, esse período de golpes, revoluções e guerras civis produziu uma série de

reformas institucionais que buscavam reduzir os direitos de propriedade das empresas de

petróleo. Em primeiro lugar, todos os governos de 1911 a 1929 tentaram aumentar os impostos

sobre o petróleo. Em segundo, em 1917, o México escreveu uma nova Constituição que

reformava completamente o sistema de direitos de propriedade. O Artigo 27 da Constituição de

1917 tornou o petróleo e outras riquezas do subsolo propriedade da Nação (Haber et al, 2003 e

México, 1917).



A nova constituição iniciou uma fase de disputa entre as empresas petroleiras e os sucessivos

governos mexicanos. Segundo Haber et al (2003), não se questionava o direito do governo

mexicano de declarar que o subsolo era propriedade nacional. O cerne da discórdia entre o

governo e as empresas de petróleo era se o Artigo 27 se aplicava às terras adquiridas antes de

1917 ou apenas às novas aquisições. As petroleiras argumentavam que o Artigo 27 não podia

se aplicar às terras adquiridas anteriormente, porque o Artigo 14 da mesma constituição

declarava que as leis não podiam ter efeito retroativo. É importante mencionar que, em 1920,

mais de 90% do capital das 17 empresas exportadoras de petróleo mexicano era de

propriedade inglesa ou norte-americana (Montejano, 2008.). Após diversos conflitos,

negociações e intervenções do governo americano, a questão foi resolvida em 1927, quando o

governo americano determinou que cidadãos americanos e suas propriedades teriam proteção

dos Estados Unidos mesmo no exterior, o que significava a possibilidade de uma intervenção

militar no país, se necessário. Com isso, o Artigo 27 foi, então, considerado, pelo governo

mexicano, como não retroativo e a Lei de 1925 (México, 1925), que o regulamentava, foi

devidamente emendada (Haber et al, 2003). A questão dos direitos de propriedade do subsolo

estava concluída e só viria à tona novamente no final da década de 1930, com os movimentos

de nacionalização1.

A principal causa da nacionalização da indústria petrolífera foi um conflito trabalhista. A

Constituição de 1917 estabelecia direitos trabalhistas e respaldava algumas exigências dos

trabalhadores. Os campos de produção de petróleo no país entraram em declínio após o pico de

1921 e a produção em queda foi acompanhada por demissões em massa, que alimentaram

mais protestos e exigências de segurança contratual. Há uma divergência entre os autores

sobre as causas do declínio na produção. De La Borda (2006) afirma que o declínio foi

provocado, ou ao menos agravado, pela queda no preço do petróleo, que fez com que as

empresas investissem em outros países com menores custos, como a Venezuela, e diminuíssem

suas operações no México. Já Haber et al (2003) defendem que o declínio foi essencialmente

geológico, e apresenta como evidência o fato de que o investimento em E&P continuou

aumentando, mesmo após a produção ter entrado em declínio. Como não houve sucesso

exploratório, as empresas reduzirem os investimentos no país.

1 De acordo com Bethell (2005), no início da década de 1940, EUA e México chegaram a um acordo acerca da nacionalização da indústria petrolífera mexicana: Em contrapartida à indenização mexicana de 40 milhões de dólares aos norte-americanos que possuíam ativos no setor, os EUA ofertaram ajuda financeira para estabilização do peso mexicano, e comprometeram-se a comprar grandes quantidades de prata, a proporcionar empréstimos e créditos para a conclusão da parte mexicana da autoestrada pan-americana e a negociar um tratado comercial.



A crise de 1929 reforçou a queda do preço do petróleo e colocou as empresas em pior posição

para atender às demandas dos trabalhadores. No início da década de 1930, a produção estava

reduzida a apenas vinte por cento do nível de 1921. O conflito se estendeu pela década de

1930, apesar do aumento da produção a partir de 1933, e culminou com uma greve em 1937.

O governo estabeleceu que as empresas deveriam atender às exigências dos trabalhadores. As

empresas alegaram incapacidade econômica e apelaram para a suprema corte mexicana em

1938, mas perderam. A solução dada pelo presidente Lázaro Cárdenas foi expropriar os bens

das empresas em favor do Estado e, assim, nacionalizar a indústria do petróleo (De La Borda,

2006).

Desde a década de 1920, o governo mexicano buscava formas de aumentar a regulação sobre

o setor de petróleo. Isso se iniciou através da criação de um órgão denominado Controle de

Administração do Petróleo Nacional (CAPN), focado nas operações em terrenos federais. Em

1933, o CAPN foi substituído por uma empresa de capital misto, a Companhia Petróleos de

México S.A. (Petromex), cujo objetivo era fomentar o investimento nacional na indústria

petrolífera. A baixa produção e a falta de investimentos, porém, eram obstáculos à consolidação

e expansão da Petromex (De La Borda, 2006). Assim, em 1937, o governo mexicano criou outra

instituição, a Administração Geral de Petróleo Nacional (AGPN), que absorveu as propriedades

da Petromex. Desta forma, foi a AGPN que, em março de 1938, tomou posse dos bens

expropriados das empresas petroleiras que atuavam no México (Samples & Vittor, 2012). Em

junho do mesmo ano, foi criada a Petróleos Mexicanos (Pemex), designada como um organismo

encarregado de “explorar e administrar as reservas de hidrocarbonetos em favor da nação”

(Pemex, 1938). Com isso, o México passou a ser um dos primeiros países exportadores de

petróleo a nacionalizar sua indústria2.

Segundo Haber et al (2003), apesar da causa imediata ter sido o conflito trabalhista, a

expropriação refletiu uma mudança fundamental ocorrida na situação política e econômica da

indústria mexicana de petróleo, devido à confluência de três fatores: i) o país já havia

alcançado uma estabilidade política, ficando livre da ameaça de golpes por outras facções, que

poderiam ser apoiadas pelo governo americano; ii) com o declínio dos campos de petróleo, a

indústria já não contribuía mais pesadamente para a arrecadação fiscal e a queda na produção

provocada pelo processo de nacionalização já não teria grande impacto sobre os recursos

fiscais; e iii) com a adoção da Política da Boa Vizinhança pelo governo americano em 1933, o

Presidente Franklin Roosevelt anunciou que não interviria no país para proteger a propriedade

americana. “No entanto, quando essas três condições se juntaram, a geologia do México já

havia minado a indústria”, afirmam Haber et al (2003).

2 Mabro (2007) cita que a nacionalização da indústria petrolífera já havia ocorrido em outros países antes do México, como por exemplo na passagem da Rússia czarista para a União Soviética, em 1917.



As multinacionais foram banidas do México, mas controlavam praticamente todo o transporte,

refino e comercialização fora do país. Elas responderam à ação do governo mexicano com um

embargo internacional ao petróleo do país, com o claro objetivo de desencorajar

nacionalizações em outros países.

No período que se seguiu a 1938, a exploração de petróleo no país se voltou para dentro,

devido, em parte, ao embargo e, em parte, à conjunção entre crescimento da demanda interna

e redução da produção. Assim, desde o início, a Pemex foi encarregada de abastecer o mercado

interno3, fornecendo combustíveis a preços subsidiados para indústria, agricultura, transporte e

geração elétrica (Navarro, 2004).

Enquanto a expropriação significou, na prática, uma ruptura com o modelo de investimento

privado no setor e o início de um monopólio da Pemex4, a mudança correspondente na

legislação se deu posteriormente, de forma gradativa. Em 1940, um novo Decreto

Regulamentar do Artigo 27 da Constituição definiu que apenas exploração e produção de

petróleo passavam a ser exclusividade da nação, que podia estabelecer contratos a serem

remunerados em dinheiro ou parte da produção, mas proibia a participação de estrangeiros e

empresas de sociedade anônima nesses contratos. O refino de petróleo, transporte por

oleodutos e distribuição de gás natural permaneciam sob o regime de concessões (México,

1940).

O embargo internacional não durou muito tempo. Com o advento da segunda guerra mundial,

EUA e México entraram em fase de cooperação estratégica. Por pressão do governo americano,

as multinacionais chegaram a um acordo em 1943 com o governo mexicano e receberam uma

compensação (Merril & Miró, 1996). Ainda assim, o país perdeu o acesso ao capital e à

expertise estrangeiros e viu sua produção declinar.

3 A princípio, a distribuição de derivados foi assumida pela Distribuidora de Petróleos Mexicanos, criada em 1939. Mas em 1940 a instituição foi extinta e a Pemex assumiu a responsabilidade pela distribuição (México, 1938) e (Coerver et al, 2004). 4 A rigor, não foi um monopólio total porque, segundo BNDES (2009), “nem todas as companhias petrolíferas tiveram seus ativos expropriados em 1938. Algumas poucas empresas não tinham seus trabalhadores sindicalizados e, portanto, não foram afetadas pelas negociações trabalhistas de 1936-38, de modo que a expropriação completa do setor só aconteceu na década de 50”.



Em 1958, foi emitida a última e mais restritiva versão da Lei Regulamentar, estabelecendo que

todas as atividades do setor de petróleo e gás eram exclusividade da nação, através da Pemex.

Isto incluía, além da exploração e produção, o armazenamento, transporte, refino, distribuição

e comercialização de petróleo, gás e derivados e toda a cadeia de produção de petroquímicos

básicos. As concessões outorgadas sob leis anteriores foram transferidas obrigatoriamente para

a Pemex (México, 1958). Finalmente, em 1960, reformou-se o Artigo 27 da Constituição, de

forma a proibir explicitamente contratos ou concessões para exploração e produção de petróleo

(México, 1960).

Entre 1959 e 1964, não foi feita nenhuma nova grande descoberta de campo de petróleo,

devido, em parte, à política de priorização de perfurações de poços de desenvolvimento, em

detrimento dos poços de exploração. Tal política, associada à alta carga tributária e aos

subsídios aos preços internos dos derivados de petróleo, prejudicaram as finanças da estatal e

impediram um investimento significativo em exploração de novos campos, ao mesmo tempo

que estimularam uma demanda interna crescente. Ainda na década de 1960, a Pemex contraiu

financiamentos externos e voltou a investir pesadamente em exploração. Mesmo assim, em

1971, houve uma mudança na condição do país, de exportador para importador líquido de

petróleo. Neste mesmo ano, foi outorgada uma lei que reorganizou a estrutura da Pemex5. Em

1973, frente aos problemas financeiros, a Pemex aumentou os preços no mercado doméstico

(De La Borda, 2006).

No mundo, o primeiro choque do petróleo (1973) foi acompanhado por um afluxo de liquidez

nos mercados internacionais. Os países exportadores de petróleo, principalmente os membros

da OPEP, tiveram um afluxo de divisas com a alta no preço do petróleo e aplicaram em contas

em dólares (chamados petrodólares), principalmente no mercado financeiro londrino. Esse

aumento de liquidez causou uma queda nos juros e muitos países em desenvolvimento

aproveitaram para aumentar seu endividamento externo. Ao mesmo tempo, aumentava a

procura por fontes de petróleo em países não membros da OPEP.

No México, o esforço exploratório do final dos anos 60 começou a dar resultado ainda na

primeira metade da década de 70, com a Pemex implementando um novo programa de

perfurações de poços de desenvolvimento. Em 1974, a produção de petróleo superou o recorde

até então estabelecido em 1921 e, em 1975, o país iniciava a comercialização externa de

petróleo numa escala superior a 100 mil barris por dia (BP, 2016).

5 Curiosamente, foi também em 1971 que um pescador chamado Rudecindo Cantarell informou à Pemex a existência de uma mancha que brotava do fundo do mar no litoral do Estado de Campeche e, passados oito anos, o poço de Chac marcaria o início da produção no maior complexo produtivo mexicano (Cantarell), um dos maiores do mundo (Montejano, 2008).



O México só retomou o status de grande produtor de petróleo no final da década de 1970. Por

outro lado, ele conseguiu dois grandes feitos, inéditos até então: mostrou que um governo

podia efetivamente recuperar, das maiores e mais poderosas corporações internacionais, o

direito a seus recursos minerais e também que podia desenvolver esses recursos por si próprios

(Smith & Dzienkowski, 1989).

De 1973 a 1980, o México multiplicou suas reservas de petróleo por 11 e assumiu o quarto

lugar mundial (Navarro, 2004). Em 1982, tornou-se o segundo maior exportador não-OPEP,

com 1,5 milhão de barris por dia (BP, 2016). Segundo Navarro (2004), o afluxo de divisas no

país provocou efeitos similares à doença holandesa. Assim, o setor de petróleo passou a ter

maior participação na economia, enquanto indústria e agricultura perdiam espaço, e o Estado

passou a depender mais das rendas petrolíferas. A participação da Pemex na arrecadação fiscal

passou de 3% em 1971 para 46% em 1986 (Navarro, 2004).

Além de fonte de arrecadação fiscal, a Pemex também era usada como uma espécie de agente

financeiro do Estado, contraindo empréstimos no exterior para financiar seus investimentos,

enquanto suas receitas financiavam o gasto público. Por outro lado, as divisas geradas pelo

petróleo auxiliaram a saída da crise econômica e serviram como motor do desenvolvimento

regional do país. Com o mercado interno em expansão, a Pemex aproveitou os recursos

advindos da exportação e do aumento de preços para investir em capacidade adicional de

refino, tanto pela ampliação de refinarias existentes, quanto pela construção de novas

refinarias, com o propósito de atender a mercados regionais mais afastados (De La Borda,

2006). A infraestrutura de transporte também evoluiu, a partir do crescimento da demanda e

da reestruturação geográfica dos centros de produção, armazenamento e distribuição.

A Pemex alimentou o modelo de industrialização por substituição de importações vigente no

México até a década de 70 (Navarro, 2004). Segundo De Freitas (2008), a crise dos anos 80

provocou uma mudança no modelo de desenvolvimento do país, com uma maior participação

do mercado na economia e uma política externa mais diversificada. De La Borda (2006) destaca

ainda que, neste período, a indústria petrolífera foi reorientada através de redução de

programas de investimento e aumento de produtividade, rentabilidade e eficiência.



No início dos anos 80, a super-oferta mundial e a liberação dos preços nos EUA conduziram à

trajetória de queda no preço do petróleo, conforme De La Borda (2006) e Yergin (2011). Essa

situação levou a Pemex a mudar a política de produção, com planos mais restritivos, a fim de

obter um desempenho mais eficiente. De acordo com De La Borda (2006), tal fato estava

diretamente relacionado à situação econômica do país (crise da dívida mexicana6), que fez o

governo implementar uma série de ajustes estruturais que incluíam a redução de programas de

investimento e a elevação da produtividade, da rentabilidade e da eficiência.

Em 1986, mesmo ano do contrachoque do petróleo7, o México ingressou no GATT (General

Agreement on Tariffs and Trade), adotando uma maior liberalização do seu regime de comércio

exterior. Foram abolidas licenças de importação para mais de duas mil categorias de produtos

e, com isso, o governo pretendia aumentar suas exportações de produtos que não o petróleo

(De Freitas, 2008). Houve, neste período, um atrelamento à política externa norte-americana,

premissa exigida para a entrada no North America Free Trade Agreement (Nafta). Todavia,

para ser aceito nesta organização, também era necessário fazer ajustes na economia mexicana,

devido a sua distância econômica, tecnológica e financeira em relação aos EUA e Canadá.

Os efeitos da recessão dos anos 80 na economia mexicana, principalmente a queda dos

investimentos no setor petróleo, foram determinantes para a estagnação nos níveis de

produção e exportação de cru no início da década de 90. Em 1992, a fim de alterar esse quadro

e alinhar a Pemex à nova política de desenvolvimento do país, a nova Lei da Pemex (México,

1992) substitui o antigo modelo organizacional verticalizado por uma estrutura de holding, com

empresas subsidiárias para cada setor: E&P, Refino, Gás e Petroquímica Básica e Petroquímica,

além de outras reformas internas (De La Borda, 2006 e Navarro, 2012).

6 A crise da dívida mexicana derivou de um conjunto de fatores que incluem o aumento das taxas internacionais de juros, a recessão do mercado norte-americano, os elevados gastos públicos e a fuga de capitais (Yergin, 1990). 7 Queda acentuada no preço do petróleo provocada, essencialmente, pelo aumento da oferta de petróleo dos países que compunham a OPEP. Para maiores informações, ver Yergin (1990).



O Nafta foi assinado pelo Canadá, EUA e México em dezembro de 1992 e entrou em vigor em

dezembro de 1994 (De Freitas, 2008). A adesão ao Nafta abriu caminho para a entrada do país

na Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico (OCDE) em 1992, mas o

México se recusou a fazer parte da Agência Internacional de Energia (AIE), devido às

exigências de privatização do setor de petróleo (Puyana, 2006). O México não cedeu nos cinco

principais pontos sobre petróleo, propostos no início da negociação do Nafta. Eles tratavam de:

reduzir o controle nacional sobre os recursos do petróleo; dar garantia de suprimento a outros

membros do tratado; mudar o regime de monopólio da distribuição; aceitar contratos de risco

para exploração de petróleo e permitir o estabelecimento de postos de abastecimento

estrangeiros no México. A única concessão do governo mexicano foi abrir as compras da Pemex

à concorrência internacional.

Quando o Nafta foi efetivado, algumas regulamentações referentes ao setor de energia

mexicano foram alteradas para adaptá-lo à política de abertura e competição, estimulada pelo

acordo, constituindo a reforma de 1995. A maioria dessas mudanças não chegou a modificar o

texto constitucional, como ocorreu com o segmento de refino de petróleo, modificado por lei

administrativa.

A principal novidade da reforma de 1995 foi a liberalização do downstream de gás natural –

neste caso distribuição, transporte, comércio exterior e vendas. A abertura incluiu também a

construção, operação e propriedade de gasodutos, assim como obrigou a Pemex e outras

empresas públicas ou privadas a darem acesso a terceiros em seus dutos. No mesmo ano foi

criada a Comisión Reguladora de Energía (CRE), como órgão ligado à Secretaría de Energía

(Sener), encarregada justamente de auxiliar a Senerna regulação do downstream do gás

natural, GLP e energia elétrica. Em 1996, a liberalização se estendeu também à Petroquímica

não-Básica, enquanto a Petroquímica Básica permaneceu como monopólio da Pemex.

Também em função do alinhamento com a política externa, a Pemex, a partir de 1998, ajustou

seus demonstrativos de contabilidade e suas estimativas de reservas a padrões aceitos

internacionalmente.



As mudanças do setor de energia mexicano, em especial, a reestruturação da Pemex (1992) e o

alinhamento com a política externa, e a instabilidade do mercado internacional do petróleo no

início dos anos 908 permitiram uma nova intensificação da atividade exploratória, a fim de

aumentar a produção. Tal resultado começou a ser observado já na segunda metade da década

de 1990 e culminou em 2004, com a produção de 3,8 mil barris por dia, com destaque para o

complexo de Cantarell.

O declínio na produção de petróleo a partir de 2004 levou às primeiras tentativas de flexibilizar

o monopólio da Pemex no E&P. Entre 2004 e 2007 foram adotados os chamados Contratos de

Serviço Múltiplos (CSM), voltados apenas para o gás natural não-associado. Trata-se de um tipo

de contrato de serviço com risco que tinha por objetivo aumentar a produção de gás natural,

reduzir custos de produção, trazer tecnologia para a indústria e reduzir o esforço de administrar

diversos contratos de serviços e obras separadamente pela Pemex. A Petrobras arrematou dois

blocos, associada a outras empresas, e foi operadora de ambos. Segundo Padilha (2010), os

CSM não atingiram seus principais objetivos: as metas de produção de gás não foram atingidas

em nenhum ano no período 2004-2007 e a rentabilidade, ainda que positiva antes de impostos,

foi negativa na maioria dos campos depois dos impostos, que eram assumidos pela Pemex.

Padilla afirma, ainda, que o contrato não incentivava as empresas a maximizar a produção, mas

sim a realizar muitas obras e serviços, por vezes desnecessários, para aumentar sua

remuneração. Além disso, como a adoção dos CSM não foi precedida por uma reforma jurídica,

os contratos foram acusados de serem contrários ao previsto na Constituição e na Lei de 1958

(Bahen et al, 2007). Como ponto positivo, a Pemex ganhou experiência em desenhar, aplicar e

supervisionar contratos de E&P comuns na indústria de petróleo internacional, o que abriu o

caminho para modelos diferentes do monopólio estatal.

Em 2008, uma reforma introduziu os chamados Contratos Integrais de E&P, tanto para petróleo

quanto gás natural, com o objetivo de aumentar a capacidade de execução e investimento em

campos maduros, na região de Chicontepec, que tem grande potencial de recursos onshore não

convencionais, e, posteriormente, em águas profundas (Foss & Wainberg, 2012). Criou-se

também um novo órgão regulador, a Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), ligada à

Sener, para auxiliá-la na regulação do upstream. A reforma incluiu também mudanças dentro

da Pemex: novo regime regulatório, maior autonomia fiscal e operacional e mudanças na

governança corporativa.

8 A partir da invasão Iraquiana ao Kuwait (Guerra do Golfo), houve uma abrupta elevação do preço do petróleo (140% entre junho e outubro de 1990). Em fevereiro de 1991, os Estados Unidos declararam o cessar fogo e o preço do petróleo retomou os níveis anteriores, próximos de 20 dólares por barril.



Os Contratos Integrais equivalem aos contratos de serviço com risco, em que uma empresa

petrolífera fica responsável por toda a exploração e produção de petróleo e é remunerada com

uma taxa por barril produzido9 (Pemex, 2010). Juridicamente, essa reforma foi feita por

alterações na Lei Regulamentar do Artigo 27, de 1958, que passou a permitir tal tipo de

contrato, e com uma nova Lei da Pemex, entre outras (México, 2008a; México 2008b). Mas a

reforma de 2008 não modificou o artigo 27 da Constituição, que proibia explicitamente

contratos de E&P em geral, o que gerou críticas acerca de sua inconstitucionalidade.

Com o declínio produtivo do complexo de Cantarell10, o México deixou o grupo dos dez maiores

produtores de petróleo em 2012, ao qual pertencia desde 1980 (BP, 2016). Em função do

declínio dos últimos anos, foram feitas rodadas de licitações dos contratos integrais em 2011 e

2012, para poços maduros onshore nas regiões sul e norte e, em 2013, para Chicontepec - ver

resultados na Tabela 1.

9 Ver o artigo 82 das referidas Disposiciones de Contratación (Pemex, 2010): “En ningún caso se incluirán cláusulas que garanticen al Proveedor o Contratista la rentabilidad del contrato, ni la obligación de extender al resto de los Proveedores o Contratistas las condiciones de un contrato en particular”. 10 Cantarell foi responsável por mais de 60% da produção mexicana e, em 2013, contribuiu com 16% (EIA, 2015).



Tabela 1: Rodadas de licitação dos Contratos Integrais de E&P

Primeira rodada (2011): Região Sul

Área contratual Licitante ganhador Tarifa contratada

(US$/bbl)

Investimento mínimo inicial

(US$ Milhões)

Magallanes Petrofac Facilities Mngt.

Ltd.

$5.01 108

Santuario Petrofac Facilities Mngt.

Ltd.

$5.01 116

Carrizo Dowell Schlumberger $9.40 33

Segunda rodada (2012): Região Norte


(US$/bbl)

Investimento mínimo inicial

(US$ Milhões)

Altamira Cheiron Holdings Limited $5.01 33

Pánuco Petrofac Facilities Mngt. Ltd. $7.00 25

Tierra Blanca Monclova Pirineos Gas - Alfacit del

Norte

$4.12 24

San Andrés Monclova Pirineos Gas - Alfacit del

Norte

$3.49 24

Arenque Petrofac México S.A. de C.V. $7.90 n.d.

Terceira rodada (2013): Chicontepec


(US$/bbl)

Humapa Halliburton de México $0.01

Amatitlán - -

Pitepec - -

Miahuapan - -

Miquetla Operadora de Campos DWF S.A. $0.98

Soledad Petrolite de México S.A. $0.49

Fonte: Elaboração própria a partir de Pemex (2012) e Pemex (2013).

Três das seis áreas de Chicontepec não tiveram interessados (Pemex, 2013). As condições

oferecidas não foram capazes de atrair as grandes majors para os contratos, apenas empresas

menores e empresas de serviços, como Schlumberger e Halliburton.



Com o alcance limitado da reforma de 2008 e a contínua queda na produção de petróleo (ver

capítulo 2), uma reforma mais abrangente e audaciosa era necessária. Em agosto de 2013,

como parte de um grande pacote de reformas estruturais, o presidente Enrique Peña Nieto

apresentou uma proposta de reforma do setor energético ao congresso mexicano, cuja

aprovação ocorreu em dezembro do mesmo ano. No que tange o setor de petróleo e gás

natural, a reforma dependia de uma Emenda Constitucional, aprovada na mesma época

(México, 2013b). A principal modificação na Constituição foi retirar a proibição dos contratos

para exploração e produção de petróleo no país. As leis secundárias foram aprovadas em

agosto de 2014 a fim de regulamentar as mudanças. Após 75 anos de monopólio estatal, a

abertura do setor foi um marco histórico para o país e certamente terá efeitos profundos sobre

seu futuro. Ela será discutida em detalhes no capítulo 3 e comparada ao caso brasileiro no

capítulo 4.

Antes de avançar na mais recente Reforma, o capítulo 2 destaca a evolução dos principais

indicadores da indústria petrolífera mexicana, bem como fornece o panorama do setor.



2. Panorama da Indústria de Petróleo no México

A indústria petrolífera desempenha historicamente um papel crucial no México11, ainda que o

país tenha uma economia relativamente diversificada e seja menos dependente do petróleo do

que outros países exportadores.

Entre os anos de 1973 e 1980, houve um forte processo de incorporação de reservas provadas

de petróleo no México, cujo total aumentou onze vezes, conforme citado no capítulo 1

(Navarro, 2004). Neste período, foi descoberto o campo gigante de Cantarell, um campo

offshore localizado ao sul do Golfo do México, a 70 km da costa da península de Yucatán. Em

1998, houve uma mudança na metodologia de avaliação das reservas para incorporar práticas

reconhecidas internacionalmente, que provocou a queda brusca de 55% observada no Gráfico

1. Segundo Breglia (2013), as reservas estavam infladas porque incluíam reservas provadas,

prováveis e possíveis e, a partir de 1998, passaram a incluir somente as provadas12.

O declínio nas reservas se agravou entre 1999 e 2007, com taxa de decréscimo de 7% em

média. Mesmo desconsiderando a mudança metodológica de 1998, as reservas provadas de

petróleo tiveram queda média de 2,6 % ao ano, entre 1982 e 2015. Nos últimos anos, no

entanto, o México conseguiu reduzir o ritmo de queda das reservas. A relação entre reservas

provadas e produção (R/P) em 2015 foi de 11,4 anos. Em relação ao gás natural, as reservas

provadas têm seguido uma trajetória similar à das reservas de petróleo.

Em 2015, o México foi o 18º país em reservas provadas de petróleo no mundo, com 10,8

bilhões de barris, e o 36º em reservas provadas de gás natural, com 0,3 bilhão de m3. Isso

corresponde respectivamente a 0,6% e 0,2% das reservas provadas mundiais de petróleo e gás

natural conforme indicado no Gráfico 1 (BP, 2016).

11

Entre 1993 e 2015, o setor petrolífero gerou, em média, 12% das receitas de exportações do país (Banco do México, 2016). Além disso, de acordo com IPT (2009), 30% do orçamento do setor público era proveniente da renda de produção e exploração dos hidrocarbonetos. 12 Reservas provadas são hidrocarbonetos recuperáveis comercialmente que podem ser extraídos com razoável certeza no futuro próximo. Reservas prováveis têm mais de 50% de chance de serem recuperadas e reservas possíveis têm chance de recuperação maior que 10%.



Gráfico 1: Evolução das reservas provadas de petróleo e gás natural no México

Fonte: BP (2016).

Nota: A queda de nível em 1998 se deve a uma mudança metodológica, que passou a incluir somente reservas provadas e antes incluía também as prováveis e possíveis (Breglia, 2013).

A incorporação de reservas entre 1975-1982 também permitiu um enorme crescimento da

produção no mesmo período: passou de 806 mil barris por dia em 1975 para 3 milhões de

barris por dia em 1982, dos quais mais de 1 milhão de barris por dia oriundos de Cantarell

(Breglia, 2013). A partir daí, a produção oscilou em torno de uma taxa média de crescimento de

1% ao ano entre 1983 e 2004. Cantarell teve um papel fundamental na produção mexicana de

petróleo durante três décadas: contribuiu com 36,7% da produção nos anos 1980, 40,8% nos

anos 1990 e 50,4% entre 2000-2010. Em 2000, iniciou-se a injeção de nitrogênio no campo,

para manter a pressão e evitar a queda na produção. O campo atingiu seu pico em 2004,

produzindo acima de 2 milhões de barris por dia em média. O declínio que se seguiu foi rápido,

a uma taxa média de 18% ao ano, até 2011.

O pico de Cantarell significou também o pico na produção de petróleo no México. No entanto, a

queda na produção do país foi mais branda, porque as perdas em Cantarell foram parcialmente

compensadas por uma maior produção em outros campos offshore. O mais importante deles é

o complexo Ku-Maloob-Zaap, que superou Cantarell em produção em 2009, passando ao posto

de maior produtor. A produção mexicana caiu em média 5%, entre 2005 e 2009, mas reduziu a

queda nos últimos anos para 1% ao ano, conforme indicado no gráfico 2.

Peso nas reservas provadas mundiais em 2015 Petróleo: 0,6% Gás Natural: 0,2%



Gráfico 2: Evolução da produção e do consumo de petróleo no México

Fonte: BP (2016).

O gráfico 2 também destaca que o consumo de petróleo manteve uma trajetória crescente

durante todo o período observado. Sua expansão se acelerou entre 1970 e 1982, fazendo a

quantidade consumida triplicar no período (de 412 mil bpd para 1,2 milhão de bpd). A partir

daí, o consumo de petróleo seguiu aumentando a taxas decrescentes (em média, 2,2% ao ano

entre 1982 e 2005), permanecendo em torno de 2,0 milhões de bpd na última década.

Peso no mundo em 2015

Produção: 2,8%

Consumo: 2,0%



Após ser um importante exportador no início do século XX, o México passou a produzir

principalmente para abastecer o mercado interno, exportando quantidades decrescentes até o

início da década de 1970 (ver capítulo 1), quando o país praticamente deixou de exportar

petróleo. O brusco crescimento da produção nos anos seguintes fez o México voltar à posição

de grande exportador líquido, chegando a comercializar externamente 59% da produção em

1982. O avanço do consumo a um ritmo próximo ao da produção produziu um platô na

exportação de petróleo, que variou em torno de 1,5 milhão de b/d entre 1982 e 1995. Entre

1995 e 2004, a exportação aumentou 4,3% ao ano. A partir de 2004, com o declínio da

produção e o consumo crescente, a exportação de petróleo diminuiu de forma íngreme (3,7%

ao ano, em média). A queda nas exportações fez cair a participação do México nas importações

americanas de petróleo: de 16% em 2003 para 9% em 2015. Ainda assim, o principal destino

das exportações mexicanas de petróleo em 2015 foram os Estados Unidos, com 57%. É

importante destacar que, em 2015, as exportações representaram pouco mais de 40% da

produção. (BP, 2016)

Segundo o EIA (2015), o México tende a exportar o petróleo mais pesado, produzido

principalmente em Cantarell e Ku-Maloob-Zaap, deixando a produção de petróleo leve e extra

leve para refino interno. Enquanto a produção de petróleo pesado caiu 46% de 2004 a 2012, a

produção de petróleo leve e extra leve ficou estável no mesmo período.

Em termos de refino (medido pela capacidade instalada de destilação), o México veio

expandindo sua capacidade até o fim da década de 1980 e, desde então, tem mantido uma

capacidade praticamente constante em torno de 1,5 a 1,6 mb/d (Gráfico 3).



Gráfico 3: Evolução da capacidade de refino (destilação) de petróleo no México

Fonte: BP (2016).

O país possui seis refinarias controladas e operadas pela Pemex: Cadereyta, Madero, Minititlán,

Salamanca, Salina Cruz e Tula. O consumo interno de derivados superou a capacidade de

refino, tornando o México um importador líquido de derivados desde o início da década de 1990

e seu principal fornecedor é os Estados Unidos. Por outro lado, o refino tem se mantido em

torno de 50% da produção, de modo que o país é principalmente um exportador de petróleo

bruto.

Segundo EIA (2015), o México optou por expandir a refinaria de Tula, de modo a reduzir a

dependência externa de derivados13. Essa seria um dos maiores investimento em refino em

trinta anos. Segundo Case (2003), o baixo investimento em refino se deve a três fatores. O

primeiro é a exclusividade da Pemex no setor (até a reforma), que já tem seus recursos

limitados pelo orçamento federal. O segundo item é o direcionamento do investimento dentro

da Pemex para a área de Exploração e Produção, que apresenta margens maiores. O terceiro

fator é a dificuldade da Pemex de concluir obras de refino no país dentro do prazo e orçamento

estabelecidos. Segundo EIA (2015), o baixo investimento se explica porque o país não tem

vantagem competitiva natural para o refino, dada a proximidade com o complexo parque de

refino americano, portanto é mais produtivo investir em Exploração e Produção.

13

O objetivo é elevar a produção de diesel e gasolina de 140 para 300 mil barris por dia.



Em 2011, o custo da importação de derivados (US$ 29 bilhões) correspondeu a mais da metade

dos 55 bilhões de dólares oriundos das receitas de exportação do setor (EIA, 2015). Parte deste

resultado se deve à menor produção de petróleo, devido à incapacidade da Pemex investir para

ampliar ou até manter sua oferta, conforme indicado no capítulo 1. Soma-se a isso o fato de

que grande parte do potencial para exploração de petróleo no México envolve a transposição de

barreiras tecnológicas, como a exploração em águas profundas e o tight oil. Sob esse ponto de

vista, a dificuldade de reposição de reservas e aumento da produção está relacionada à falta de

acesso do setor de petróleo mexicano a essas tecnologias e à pouca atuação de empresas

estrangeiras no país. Assim, a reforma do marco regulatório deve influir consideravelmente na

trajetória futura das reservas de petróleo no México. Neste sentido, o próximo capítulo analisa

as características do Marco Regulatório Mexicano, comparando os principais aspectos que

mudaram recentemente (pós-reforma) com o período anterior (pré-reforma).



3. Características do Marco Regulatório Mexicano

O novo Marco Regulatório Mexicano trouxe novas perspectivas para o setor de petróleo e gás

natural do México, com a redução no número de impostos e nas alíquotas que incidem sobre as

rendas petrolíferas, o aumento do potencial de lucros advindos das atividades de produção e

exploração, e a adoção de termos favoráveis para o setor de modo a atrair os investidores

privados, nacionais e estrangeiros, os quais não tinham acesso ao México anteriormente.

Este capítulo descreve os principais pontos de mudança a partir da reforma: estrutura institucional,

regime de regulação e novos contratos, papel da Pemex, tributação, conteúdo nacional, gás

natural e petroquímica, downstream, política de preço de combustíveis, e fundo soberano e fundo

mexicano de petróleo.

3.1. Estrutura institucional

3.1.1. Pré-reforma

Os principais agentes do sistema regulatório para o setor de petróleo e gás natural eram e

continuam sendo a Secretaría de Energia (Sener), a Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) e a

Comisión Reguladora de Energia (CRE). Além destes, é importante considerar o papel da Pemex

no arranjo institucional da indústria, conforme indicado na Figura 1.

Figura 1: Arranjo institucional da indústria de petróleo e gás natural no México

As atribuições destas instituições até a reforma são resumidas a seguir:

Secretaria de Energia

Comissão Reguladora de

Energia

Comissão Nacional de

Hidrocarbonetos

Petróleos Mexicanos S.A.



• A Secretaría de Energia (Sener), equivalente a um Ministério no Brasil, é

responsável por estabelecer e conduzir a política energética do país, assim como

supervisionar as entidades da administração indireta, como a Pemex. É o regulador do

setor e, portanto, o responsável por outorgar autorizações à Pemex para exploração e

produção de petróleo e gás natural. (México, 1976)

• A Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), criada em 2008, tem como função

principal dar apoio técnico à Secretaria de Energia em relação à regulação do upstream de

petróleo e gás natural. É equivalente à ANP no Brasil14.

• A Comisión Reguladora de Energía (CRE), criada em 1995, participa da regulação do

downstream do setor de petróleo e gás natural, além do setor elétrico. Como a distribuição

e venda de derivados é feita diretamente pela Pemex, a CRE se dedica principalmente aos

setores de gás natural (downstream), GLP e eletricidade.

• A Pemex foi criada em 1938, na ocasião da expropriação das empresas de petróleo

estrangeiras, para assumir todos os seus bens em território mexicano e exercer o

monopólio sobre toda a cadeia de produção do setor de óleo e gás. Mantém até a Reforma

o papel de monopolista 100% estatal do setor.

14 Em setembro de 2016, a ANP assinou um termo de cooperação técnica com a CNH, que prevê o intercâmbio de informações e melhores práticas na regulação do setor petróleo.



3.1.2. Pós-reforma

Após a reforma, as instituições do setor energético sofreram alterações, a serem descritas a

seguir, e podem ser observadas na Figura 2.

Figura 2: Órgãos-chave do setor energético mexicano

Fonte: SHCP et al (2014) e México (2014) Nota: Os órgãos específicos CFE, Cenagás e Cenace referem-se especificamente ao setor elétrico e não fazem parte do escopo desta Nota Técnica.

Com a reforma, os órgãos reguladores CNH e CRE ganham força, deixando de ser apenas órgãos

de apoio à Sener. Além disso, foi criado um novo órgão, a Agência Nacional de Segurança

Industrial e de Proteção ao Meio Ambiente do Setor de Hidrocarbonetos. O Centro Nacional de

Controle de Gás Natural (Cenagás) também foi criado com a Reforma, que será proprietário e

operador da rede de gás natural. Anteriormente os dutos pertenciam à Pemex.

• Secretaria de Energia continua responsável por conduzir a política energética do país. No

upstream, a Sener é responsável por outorgar e modificar as alocações de E&P para a

Pemex e outras empresas produtivas do Estado. Ela é responsável por emitir autorizações

para as atividades de refino de petróleo, processamento de gás natural e importação e

exportação de petróleo, gás natural e derivados.



• À CNH cabe assinar contratos de E&P em nome do Executivo Federal. Emitir a regulação e

supervisionar seu cumprimento por parte dos detentores de alocações, contratos e

autorizações nas atividades relacionadas ao upstream. A CNH deve quantificar o potencial

de hidrocarbonetos do país e desenvolver indicadores para avaliar a eficiência dos projetos

de E&P no país. Além disso, deve propor à Sener que instrua as empresas produtivas do

Estado, como a Pemex, a realizarem ações necessárias para garantir que suas operações

não sejam um obstáculo à concorrência, ao desenvolvimento eficiente dos mercados e à

política energética.

• CRE é responsável por emitir autorizações para as atividades do downstream e por regular

os gestores dos sistemas integrados de transporte por dutos para petróleo, gás natural e

derivados, autorizando sua criação e expedindo normas de operação.

• Agência Nacional de Segurança Industrial e de Proteção ao Meio Ambiente do Setor de

Hidrocarbonetos: É um órgão subordinado à Secretaria de Meio Ambiente e Recursos

Naturais, mas com autonomia técnica e de gestão, que regula e supervisiona o setor de

hidrocarbonetos no que tange à segurança operacional e ao meio ambiente.

• Fundo Mexicano do Petróleo, criado em 2013, e regulado por legislação secundária, visa

receber todas as receitas do petróleo e realizar pagamentos referentes às rendas

petrolíferas, sendo assim uma poupança para o futuro (40% permanecem no fundo, só

como aplicação) e 60% serão investidos em diversos setores, tais como petróleo e energia

renováveis, infraestrutura, previdência social, saúde, educação e mobilidade. Para mais

detalhes, ver a seção 3.8.

3.2. Regulação do upstream

3.2.1. Pré-reforma

A base jurídica para a regulação do setor antes da reforma encontrava-se na Constituição

(México, 1917) e na Lei Regulamentar do Artigo 27 da Constituição (México, 1958).

A Constituição determina, em seu artigo 27, que o petróleo e todos os hidrocarbonetos sólidos,

líquidos ou gasosos, pertencem à Nação. Além disso, a própria constituição já estabelecia o

modelo de regulação do setor, ao proibir explicitamente a outorga de concessões e contratos e

especificar que a Nação exercesse a atividade de exploração de petróleo e outros

hidrocarbonetos. Ou seja, não restava alternativa ao monopólio da empresa estatal no setor.



A Lei Regulamentar de 1958 detalhava o regime de monopólio da empresa estatal e

estabelecia que essas atividades fossem executadas através da Petróleos Mexicanos S.A, a

Pemex. O regime de monopólio da Pemex abarcava não apenas as atividades do upstream –

exploração e produção – como também as do downstream do setor petróleo – refino,

transporte, armazenamento, distribuição e vendas, mas a proibição constitucional às

concessões e contratos se restringia à exploração e produção. O processo seguido pela Pemex

para executar suas atividades de E&P será descrito na seção 3.3.

Em 2008, houve a tentativa de adaptar o marco vigente através dos contratos integrais, o que,

conforme explicado no capítulo 1, não teve grandes resultados e gerou dúvidas acerca de sua

constitucionalidade.

3.2.2. Pós-reforma

A nova base jurídica para a regulação do setor de petróleo e gás natural é formada pelo Artigo

27 da Constituição (México, 1917), a Ley de Hidrocarburos (México, 2014a) que regulamenta o

artigo 27 (substituindo a Lei de 1958) e a Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (México,

2014b).

A Emenda Constitucional de 2013 (México, 2013b) retirou a proibição explícita aos contratos

para a exploração e produção de petróleo, mantendo apenas o veto às concessões. Segundo a

Constituição, a Nação agora tem duas alternativas para explorar o petróleo: a primeira através

de Alocações15 a empresas produtivas do Estado, como a Pemex; a segunda, através de

Contratos com empresas privadas ou estatais.

A Lei de Hidrocarbonetos (México, 2014a) e a Lei de Receitas sobre os Hidrocarbonetos

(México, 2014b) estabelecem o funcionamento dos diferentes tipos de contratos e das

alocações. Entretanto, maiores detalhes do processo de licitação e dos contratos só serão

conhecidos na época de cada rodada, com a divulgação das bases da licitação e do modelo de

contrato.

A outorga dos contratos se dá através de licitação realizada pela CNH. A Lei define que o tipo

de leilão também será definido a cada rodada de licitações, podendo ser ascendente,

descendente ou a preços com envelopes fechados, entre outros. A Figura 3 mostra as etapas

do processo de licitação e que instituições contribuem para cada etapa.

15

As Alocações serão tratadas na subseção 3.3.2.



Figura 3: Processo de licitação

Fonte: SHCP et al (2014)

A Sener define as áreas que serão objeto de leilão e define o desenho técnico dos contratos

oferecidos, incluindo as cláusulas de conteúdo local. A SHCP, por sua vez, define os termos

econômico-fiscais dos contratos. Em seguida, a Sener define em linhas gerais o processo do

leilão, mas é a CNH quem é responsável pelas informações das empresas (datarooms), por

operacionalizar as rodadas de licitação e por outorgar e assinar os contratos. Na fase de

operação, a CNH deve aprovar os planos de exploração e desenvolvimento, e a exploração

superficial e perfuração de poços, além de ser responsável pela gestão dos contratos. A gestão

da receita será explicada, com a descrição do fundo mexicano, na seção 3.8.

Além das empresas privadas, as estatais também podem assinar contratos, seja de forma

individual ou através de consórcios ou joint ventures com outras empresas. A seguir, serão

descritos os tipos de contratos permitidos após a reforma: licença, partilha de produção,

partilha de lucro e contrato de serviços.

3.2.2.1. Licença

No contrato de Licença, a empresa contratada terá direito ao petróleo e gás natural

produzidos, uma vez extraídos do subsolo. O Estado, por sua vez, recebe as seguintes

contrapartidas, que serão depositadas no Fundo Mexicano do Petróleo:

1.Desenho do contrato

2. Processo de leilão

3. Operação

4. Gestão da receita

O Fundo Mexicano do Petróleo para Estabilização e Desenvolvimento será responsável por pagar os montantes devidos nos contratos e por gerenciar as receitas petrolíferas do Estado

Seleção de áreas contratuais Desenho técnico (incl. conteúdo local)

Termos econômico - fiscais

Orientações gerais para o leilão

Data rooms e rodadas de licitação

Outorga e assinatura dos contratos

Aprovação técnica dos planos de exploração e desenvolvimento

Aprovação de exploração

superficial e perfuração de poços

Gestão dos contratos

Regulação e supervisão da segurança industrial e ambiental

Com apoio técnico de



a. Um bônus de assinatura, a ser determinado a cada contrato e incluído nos termos da licitação - esta contrapartida é exclusiva para contrato de Licença16;

b. A quota contratual para a fase exploratória, que é um valor fixo mensal relativo à parte da área contratual que não se encontra em fase de produção. Os valores abaixo são reajustados pelo Índice de Preços ao Consumidor.

- Nos primeiros 60 meses de vigência do contrato – 1.150 pesos/km2 (US$ 77,73)17 - A partir do 61º mês – 2.750 pesos/km2 (US$ 185,87)

c. Os royalties, que são calculados para cada tipo de hidrocarboneto (petróleo, gás natural associado e não-associado, e condensados) segundo a taxa correspondente abaixo. - Petróleo:

Preço do Petróleo < US$ 48 /b � Taxa = 7,5% Preço do Petróleo ≥ US$ 48/b � Taxa = [(0,125 x Preço) + 1,5]%

Exemplo: Preço do Petróleo = US$ 100/b, Taxa = 14% Preço do Petróleo = US$ 60/b, Taxa = 9%

- Condensados: Preço dos Condensados < US$ 60 /b � Taxa = 5% Preço dos Condensados ≥US$ 60 /b � Taxa = [(0,125 x Preço) + 2,5]%

- Gás Natural Associado: Taxa = Preço do Gás Natural/100

- Gás Natural Não-Associado: Preço do Gás Natural ≤ US$ 5 /MMBtU � Taxa = 0% Preço do Gás Natural entre US$ 5,00 /MMBtU e US$ 5,50/MMBtU �

Taxa = [((Preço do Gás – 5) x 60,5) /Preço do Gás]% Preço do Gás Natural > US$ 5,50/MMBtU � Taxa = Preço do Gás Natural/100

3.2.2.2. Partilha de produção

No contrato de partilha de produção, a empresa contratada terá direito à recuperação dos seus

custos e também a uma parte do lucro operacional, sendo ambos pagos em hidrocarbonetos,

com parte da produção. As contrapartidas para o Estado são:

a. A quota contratual para a fase exploratória, explicada na subseção 3.2.2.1;

b. Os royalties, nos mesmos valores apresentados na subseção 3.2.2.1;

16 O bônus de assinatura é prática corrente no mundo, sendo um dos critérios de avaliação da proposta vencedora de leilões. No caso mexicano, o bônus de assinatura se aplica nos contratos de licença (México, 2014a). 17 À taxa de câmbio de 14,79 pesos mexicanos por dólar, de 15/12/2014, usada em todas as conversões do texto.



c. Um percentual do lucro operacional, que é onde se dá a “partilha”, entre a empresa

contratada e o Estado. O lucro operacional é definido como o valor dos hidrocarbonetos

vendidos (receita), subtraídos os custos de produção e o pagamento de royalties. O

percentual correspondente ao Estado é definido a cada contrato. No primeiro modelo de

contrato de partilha disponível da Primeira Rodada18 (CNH , 2014), o lucro operacional é o

principal fator para a escolha do vencedor da licitação, com um peso de 90% do valor final.

A parte da produção que cabe ao Estado será entregue ao comercializador (empresa

contratada por licitação pela CNH para prestar serviço de comercialização de hidrocarbonetos),

que por sua vez entregará a receita da comercialização ao Fundo Mexicano do Petróleo.

3.2.2.3. Partilha de lucro

Os contratos de partilha de lucro são análogos aos de partilha de produção, com a diferença

importante que a empresa contratada é remunerada em dinheiro, e não em petróleo e gás

natural produzidos. Nesse caso, o contratado entrega toda a produção de petróleo ao

comercializador, o qual entrega a receita da venda ao Fundo Mexicano do Petróleo. O Fundo

ficará com as contrapartidas do Estado e pagará ao contratado suas contrapartidas em cada

período, conforme o contrato.

Como na partilha de produção, a empresa contratada recebe a recuperação dos custos e um

percentual do lucro operacional. As contrapartidas para o Estado também são as mesmas:

• A quota contratual para a fase exploratória

• Os royalties

• Um percentual do lucro operacional

A Tabela 2 resume as receitas que cabem ao Estado, ou government take, de acordo com o

modelo de contratação já apresentado.

18

A Primeira Rodada será descrita na subseção 3.3.2.3.



Tabela 2: Resumo comparativo dos regimes apresentados

Partilha de produção Partilha de lucro Contratos de Licença

Imposto de Renda X X X

Tributação X X X

Royalties básicos X X X

Bônus de assinatura - - X

Pagamentos ao

Estado

Participação no lucro em

petróleo

Participação no lucro em

dinheiro

Royalty adicional

Recuperação do custo X X -


Por fim a próxima subseção analisa o último modelo de contratação inserido na reforma.

3.2.2.4. Contrato de serviços

Nos contratos de serviços, os contratados entregam a totalidade da produção ao Estado e as

contrapartidas ao contratado serão pagas sempre em dinheiro e serão estabelecidas em cada

contrato. Não se aplicam royalties. As contrapartidas ao contratado serão pagas pelo Fundo

com recursos da comercialização da produção que derive de cada contrato de serviços.

Algumas características da reforma são comuns aos diferentes contratos. Em primeiro lugar, os

contratos e alocações podem ser incluídos nos demonstrativos contábeis19 das empresas, assim

como o lucro esperado nessas operações. Em segundo lugar, os proprietários dos terrenos

onde ocorre produção terão direito a receber um percentual da receita, a ser negociado entre

as partes, que varia entre 0,5% e 2% (até 3%, no caso de gás natural não-associado). Em

terceiro lugar, há medidas para garantir transparência e combate à corrupção, como a

publicação obrigatória de todos os contratos e autorizações. E, finalmente, para dar

previsibilidade ao setor, a SHCP publicará, nos primeiros 15 dias do ano, um relatório contendo

faixas (limite inferior e superior) de valores de termos econômicos que considerará para incluir

nas bases da licitação do ano correspondente.

19

As Alocações, que serão descritas na subseção 3.3.2.1, também podem ser incluídos nos demonstrativos contábeis.



3.3. Papel da Pemex, Rodada Zero e Primeira Rodada

3.3.1. Pré-reforma

A Pemex foi criada pelo estado mexicano em 1938 como a empresa estatal de petróleo e gás

natural, detendo o monopólio dessa exploração, a partir da desapropriação, nacionalização e

estatização de empresas petrolíferas privadas nacionais e estrangeiras, localizadas no território

mexicano (ver capitulo 1). Apesar do boicote inicial, movido pelos países de origem das

empresas estrangeiras desapropriadas, a Pemex cresceu muito, tornando-se uma das maiores

empresas estatais de petróleo do mundo em valor de ativos. Até a reforma, a companhia

estava estruturada como uma holding - Petróleos Mexicanos S.A. - com quatro subsidiárias:

Exploração e Produção, Refino, Gás Natural e Petroquímica Básica e Petroquímica. É

administrada por um conselho composto por quinze membros:

• Seis representantes do Estado, designados pelo Executivo Federal. Em 2013, esses

membros eram o Secretário20 de Energia (Sener), exercendo o cargo de presidente do

conselho, o Secretário da Fazenda e Crédito Público (SHCP), o Secretário da Economia,

dois subsecretários da Sener e um da SHCP.

• Cinco representantes do Sindicato dos Trabalhadores Petroleiros, membros ativos do

mesmo e trabalhadores das refinarias da Pemex.

• Quatro conselheiros profissionais, designados pelo Executivo Federal (incluídos na

reforma de 2008), também representantes do Estado.

Para executar as atividades de exploração e produção de petróleo, a Lei Regulamentar de 1958

estabeleceu que a Pemex obter duas licenças da Sener: a Autorização de Exploração Superficial

e a Alocação Petrolífera. A Pemex solicitava à Sener uma Autorização de Exploração Superficial,

informando a área, os trabalhos geológicos necessários, o valor esperado e o risco geológico. A

Sener, considerando a opinião da CNH, outorgava a autorização. A Pemex também precisava

solicitar uma Alocação Petrolífera à Sener, onde a companhia apresentava o projeto de

exploração e produção que pretendia realizar. A Sener, considerando a opinião da CNH, podia

então outorgar a Alocação Petrolífera à Pemex, contendo a identificação da área alocada, os

trabalhos a serem realizados e os prazos da Alocação, entre outros. A Sener podia recusar a

outorga da Alocação Petrolífera nos casos previstos em lei (Sener, 2009).

20 O equivalente a Ministro no Brasil.



3.3.2. Pós-reforma

Com a reforma, promoveu-se uma modernização da Pemex que objetivou levar a empresa para

uma era de maior desenvolvimento e produção, além de ter maior transparência, eficiência e

resultados.

Pela Emenda Constitucional ao artigo 25 da constituição (México, 2013b), a Pemex passará a

ser uma “empresa produtiva do Estado”, e como tal funcionará para que o Governo Federal

tenha o controle exclusivo de áreas estratégicas.

Ser uma “empresa produtiva do Estado” significa que será tratada de forma igual a empresas

privadas em termos fiscais e também para adquirir novos contratos após a rodada zero. Além

disso, a Pemex estará sujeita às mesmas regras de transparência e publicação de resultados

que as empresas que negociam ações na Bolsa de Valores do México, mesmo não tendo capital

aberto. Seu conselho de administração também passou por mudanças, ficando com apenas 10

conselheiros, assim constituídos21:

I. O titular da secretaria de Energia, que presidirá e terá voto de qualidade, e o titular

da secretaria de Fazenda e Crédito Público;

II. Três conselheiros do Governo Federal, designados e removidos pelo Executivo

Federal;

III. Quatro conselheiros independentes, igualmente designados pelo Executivo, porém

cujos mandatos durarão apenas três anos, podendo ser reeleitos para períodos

adicionais, e somente podendo ser removidos por causas específicas e mediante os

procedimentos assinalados na própria lei, o que ressalta e garante sua

independência técnica. Estes conselheiros exercerão suas funções em tempo parcial

e terão o caráter de servidores públicos.

IV. Um conselheiro designado pelos trabalhadores da Comissão Federal de Eletricidade

e suas empresas produtivas subsidiárias.

De acordo com a Nova Lei da Pemex, esta mudança garante, por um lado, manter o

atendimento ao artigo 25 da Constituição dos Estados Unidos Mexicanos, que exige que o

Governo Federal mantenha a propriedade sobre as empresas produtivas do Estado e, por outro 21 Na composição do Conselho de Administração, em particular itens II e III, irá se procurar que seja diversificada, de acordo com a preparação, experiência e capacidade de seus integrantes. De acordo com o artigo 14 da referida nova Lei da Pemex, os conselheiros a que se referem os itens II e IV poderão ser servidores públicos federais. Os conselheiros assinalados nos itens II, III e IV poderão desempenhar outros empregos, cargos ou comissões públicos ou privados, salvo aqueles que impliquem um conflito de interesses em termos do Regulamento.



lado, consolidar a profissionalização do Conselho de Administração em um órgão de caráter

eminentemente técnico.

Com a nova Lei, a Pemex foi definida como uma empresa produtiva, de propriedade exclusiva

do Governo Federal, com personalidade jurídica e patrimônio próprios, e gozando de autonomia

técnica, operacional e de gestão.

A Pemex não terá ações negociadas no mercado, mas estará sujeita às mesmas regras de

transparência do mercado mexicano de capitais, como a exigência de publicação de dados

financeiros. A transparência, o profissionalismo e a busca de eficiência, trazidos para a Pemex

pela reforma são importantes dinamizadores para o setor de petróleo.

De acordo com o Artigo 6º da Nova Lei de Hidrocarbonetos, o Estado pode dar,

excepcionalmente, à Pemex ou outra estatal alocações para E&P, em vez de contratos. A Sener

outorga as alocações, uma das inovações da reforma, após o parecer favorável da CNH,

conforme registrado no Artigo 7º da Lei de Hidrocarbonetos.

3.3.2.1. Alocações

A Pemex pode disputar por contratos como outra empresa qualquer nas rodadas de licitações e

estará sujeita às mesmas regras e tributação na condução desses contratos. No entanto, ela

também pode utilizar as chamadas Alocações (ou asignaciones) para exploração e produção de

petróleo e gás natural, que são outorgadas diretamente à Pemex ou outra empresa produtiva

do Estado, de maneira excepcional.

A palavra Alocação já designava o tipo de modalidade utilizado pela Pemex antes da reforma.

Diferente dos contratos, que são outorgados pela CNH, as Alocações são outorgadas pela

Sener, após parecer favorável da CNH. Com a reforma, ela ganhou o caráter excepcional e

novas regras, assim como um novo regime fiscal.

Assim, as Alocações estão sujeitas a três tributos diretos, que são análogos às contrapartidas

dos contratos de partilha, com a diferença que eles são pagos sempre em dinheiro e a Pemex

fica com toda a produção de hidrocarbonetos. Além disso, por se tratarem de tributos, eles se

destinam ao Orçamento federal e não ao Fundo Mexicano do Petróleo, como é o caso dos

contratos.

a. Direito pelo lucro compartilhado, análogo ao percentual do lucro no contrato de partilha, uma taxa de 65% sobre o lucro, ou seja, o valor dos hidrocarbonetos produzidos, subtraídos os custos dedutíveis.



b. Direito de Extração de Hidrocarbonetos, análogo aos royalties, também é pago mensalmente e segue exatamente a mesma fórmula: - Petróleo

• Preço do Petróleo < US$ 48 /b � Taxa = 7,5% • Preço do Petróleo >= US$ 48/b � Taxa = [(0,125 x Preço) + 1,5]%

- Condensados Preço dos Condensados < US$ 60 /b � Taxa = 5% Preço dos Condensados >= US$ 60 /b � Taxa = [(0,125 x Preço) + 2,5]%

c. Direito de Exploração de Hidrocarbonetos, análogo à Quota Contratual para a Fase Exploratória, que é um valor fixo mensal relativo à parte da área da Alocação que não se encontra em fase de produção: - Nos primeiros 60 meses de vigência do contrato – 1.150 pesos/km2 (US$ 77,73) - A partir do 61º mês – 2.750 pesos/km2 (US$ 185,87)

A tributação análoga à dos contratos visa aproximar o tratamento dado à Pemex ao dado às

outras empresas esperadas para entrar no setor. Para suavizar o impacto sobre o orçamento do

país, os tributos incidentes sobre as Alocações serão alterados gradativamente entre 2015 e

2018 até atingirem os valores acima. Além disso, em 2015 a Pemex deixou de ser incluída no

orçamento federal e passou a pagar imposto de renda.

A Pemex também pode converter as Alocações em Contratos e nesse caso pode se associar a

outras empresas, como uma joint venture. A novidade desta reforma é que, ao se associar a

outras empresas, a Pemex não poderá escolher seu sócio. A escolha será objeto de um

processo de licitação conduzido pela CNH de modo a aumentar a transparência e a competição.

A primeira outorga de Alocações ocorreu na Rodada Zero, cujos resultados serão apresentados

na próxima subseção.

3.3.2.2. Rodada Zero

A Rodada Zero, ocorrida em setembro de 2014, é uma importante etapa da Reforma Mexicana

do Petróleo, na medida em que concedeu à Pemex uma alocação total de 20,6 bilhões de barris

equivalentes de petróleo (bep) e cobrindo cerca de 90.000 quilômetros quadrados. Isso

forneceu à Pemex 12,45 bilhões de bep em reservas provadas (1P).

O processo de licitação de blocos para alocações seguiu os procedimentos comuns às licitações

para contratos. A Sener preparou os dados dos blocos, divulgou as regras para a licitação, e

preparou os dados com as informações sísmicas e geológicas. A Pemex analisou os dados, fez

suas avaliações econômicas e submeteu seus lances ou bids. Do total de lances, a Pemex

obteve um total de 169 blocos separados de exploração e produção, cobrindo uma área de



17.010 quilômetros quadrados, que representam cerca de 83% das reservas prováveis e

possíveis (2P) do país.

Como resultado da Rodada Zero, a Pemex recebeu a dotação de um portfólio diversificado,

conforme mostra a Tabela 3.

Tabela 3: Reservas e recursos potenciais concedidos à Pemex

Tipo

Volume

(milhões bep)

Porcentagem

Concedida

Porcentagem

Total

Superfície

(acres)

Superfície

(Km2)

Reservas /

Produção

Reservas (2P) 20.589 100% 83% 4.203.262 17.010 15,5

Recursos

Potenciais 23.447 67% 21% 18.013.240 72.897 5

Convencional 18.222 70,9% 15.935.578 64.489

Não

Convencional 5.225 58,8% 2.077.662 8.408

TOTAL 44.036 22.216.502 89.907 20,5


Após a Rodada Zero, a Primeira Rodada de licitação de blocos para companhias privadas, com

acesso a 60 campos, cobrindo 3,78 bilhões bep de reservas provadas, será descrita na seção

3.3.2.3.

3.3.2.3. Primeira Rodada

Está em curso a Primeira Rodada de licitações de blocos, incluindo contratos de partilha e

licença, e a resposta dos investidores e petrolíferas interessadas nos blocos mexicanos

indicará o grau de sucesso da reforma energética e da companhia Pemex.

A Primeira Rodada foi dividida nas quatro fases/leilões elencadas: i) águas rasas para

exploração; ii) águas rasas com reservas provadas; iii) campos maduros em terra; e iv) águas

profundas no Golfo do México. As duas primeiras fases oferecem contratos de partilha de

produção e duas últimas, de licença (CNH, 2016).

A primeira fase, de exploração em águas rasas, teve 14 blocos oferecidos e apenas dois blocos

arrematados (por uma joint venture entre empresas do México, Estados Unidos e Reino Unido).

Na segunda, de águas rasas com reservas provadas, foram ofertados cinco blocos e três foram

arrematados, todos por empresas internacionais - Itália, Estados Unidos e Argentina. Já o

terceiro leilão, de campos maduros em terra, teve como resultado 25 blocos arrematados. Esse

resultado ocorreu em ambiente de preços muito inferiores à média dos últimos quatro anos, o

que está conduzindo as empresas do setor a cortar novos projetos e até realizar venda de



ativos. Neste sentido, destaca-se a ausência das majors internacionais e o protagonismo das

empresas independentes mexicanas. É relevante ressaltar que a reforma no México foi

planejada e anunciada em um contexto de preços do petróleo oscilando entre US$ 100 e 120

por barril, no final de 2013. Com a reforma sendo lançada em um patamar de elevados preços

do petróleo, investir no México e suas elevadas reservas de petróleo (especialmente no tight e

em águas profundas) era uma questão sem discussão para as IOCs. No entanto, sua adoção

ocorre em um contexto onde os preços do petróleo se apresentam em processo de declínio,

tendo recuado mais 70% desde a segunda metade de 2014 até o início de 201622, quando o

México anunciou que a última fase da Primeira Rodada (águas profundas) deve ser efetivada

em dezembro de 201623.

Caso a média de preços do petróleo se estabilize em torno de US$ 30 por barril, as alternativas

de investimento no México se tornam muito menos atrativas do que eram com o cenário do

petróleo a US$ 100 por barril. Nessa conjuntura, é altamente provável que investidores

internacionais prefiram adiar seus projetos de investimentos no país.

Como o mercado futuro apresenta estrutura de contango, isto é, preços para contratos futuros

mais altos do que para o curto prazo, isso pode indicar um aumento de preços no mercado

spot. Se isso ocorrer, é possível que as aspirações da Pemex venham a se realizar num futuro

um pouco mais longo do que aquele traçado, e numa velocidade possivelmente menor do que a

divulgada. O teor dos impactos, entretanto, permanece como muito positivo, trazendo mais

capital e investimentos para o país, estimulando a produção e dinamizando a economia

mexicana como um todo. Em termos de preço, especificamente, a maior oferta contribuirá para

reduzir os preços do petróleo, mas acredita-se que esse cenário só ocorrerá em um contexto

onde demanda e oferta de petróleo irão se equilibrar em níveis mais altos de preços. Para os

players no mercado americano e mundial, a reforma trará mais oportunidades de investimento

e ganhos, maior competição e possibilidades de evoluir a tecnologia de petróleo, seja para

águas profundas, seja para o tight.

22 No final de fevereiro, os preços do barril tipo Brent eram negociados em torno de US$ 30. Essa mudança tão drástica dos preços do petróleo implica uma alteração significativa de cenários e pode afetar sobremaneira o sucesso a ser obtido por esta Reforma, pelo menos no curto e médio prazos.

23 A Petrobras está entre as empresas pré-qualificadas para participar da licitação, além de outros importantes players, tais como BP, Chevron, Exxon, Shell, Statoil e Total, e outras empresas.



Lajous (2014) afirma que o governo mexicano estava preocupado com o potencial efeito da

baixa de preços de 2014 no sucesso da Primeira Rodada de licitações24. No entanto, a abertura

ao investimento privado deve ser considerada estratégia de longo prazo e, portanto, protegido

de políticas ou conveniências econômicas de curto prazo (Lajous, 2014).

Um outro aspecto da abertura no México é a oportunidade de novos negócios que se abrem

para o setor de petróleo, especialmente para as empresas operadoras, prestadoras de serviços,

e fornecedoras de equipamentos de países como os Estados Unidos, vizinho do México, e com

sua economia em franca expansão.

Finalmente, é importante destacar que todos os vencedores de leilões estão sujeitos ao

pagamento das participações governamentais, descritas na seção 3.2, e dos tributos descritos a

seguir.

3.4. Tributação

3.4.1. Pré-reforma

Em relação ao regime fiscal, no período da pré-reforma incidiam doze diferentes tributos25.

Sobre a Pemex, com a finalidade de apropriação de parte da renda petrolífera para financiar o

Estado Mexicano. A pesada carga tributária imposta à Pemex, quando comparada a outras

empresas estatais, é apontada como o principal fator que limitava sua capacidade de

investimento (BNDES, 2009). Os principais tributos em termos de alíquota daquela época estão

relacionados abaixo26:

• Direito ordinário sobre hidrocarbonetos: alíquota de 71,5% sobre a diferença entre o

valor do petróleo e gás natural extraídos e as deduções de custos autorizadas por lei.

24

Lajous (2014) também destaca que, apesar dos preços baixos, a receita do governo mexicano advinda do petróleo estava parcialmente assegurada através de um dos maiores programas de hedge do mundo. Contudo, a combinação de preços baixos e produção decrescente em 2016 deve afetar a receita governamental. 25 Segundo México (2012), a lista de tributos a seguir incidia sobre o setor antes da reforma: Direito ordinário sobre hidrocarbonetos, Direito sobre hidrocarbonetos para o fundo de estabilização, Direito extraordinário sobre a exportação de petróleo bruto, Direito para a Pesquisa Científica e Tecnológica em Matéria de Energia, Direito para a fiscalização petroleira, Direito para regular e supervisionar a exploração e produção de hidrocarbonetos, Direito Único sobre hidrocarbonetos, Direito especial sobre hidrocarbonetos (para Chicontepec e águas profundas), Direito adicional sobre hidrocarbonetos (para Chicontepec e águas profundas), Imposto Especial sobre Produção e Serviços, Imposto sobre Valor Agregado, Imposto sobre os Rendimentos Petrolíferos. 26 Para uma lista completa dos tributos pagos pela Pemex ao Estado Mexicano, ver a Tabela 5.



• Direito sobre hidrocarbonetos para o fundo de estabilização: a alíquota varia de 1% a

10%, em função do preço da cesta mexicana de petróleo para exportação e se aplicava

sobre a produção de petróleo extraída, sempre que o preço excedia 22 dólares por

barril. Com o preço acima de 31 dólares, a alíquota era de 10%. A arrecadação se

destinava ao Fundo de Estabilização das Receitas Petrolíferas, que será descrito na

seção 3.8.

As contribuições da Pemex para o governo foram em média entre 30% e 40% da receita

governamental no setor petróleo, segundo uma análise dos dados da SHCP (2014).

3.4.2. Pós-reforma

A Lei de Receitas sobre Hidrocarbonetos (México, 2014b) estabelece o regime fiscal adotado

após a reforma. A principal vantagem do novo regime fiscal é a simplificação, já que o número

de tributos sobre o setor é reduzido, especialmente o regime incidente sobre a Pemex.

As contrapartidas dos contratos, como royalties e bônus de assinatura, e os tributos incidentes

sobre as alocações, já foram expostos neste capítulo. Em vez de imposto de renda mais 11

tributos adicionais, a nova Lei de hidrocarbonetos no México segue práticas internacionais e

estabelece o imposto de renda e mais dois impostos adicionais.

a. Alíquota de 0% no Imposto sobre Valor Adicionado (IVA) nas atividades de Exploração e

Produção de hidrocarbonetos;

b. Criação de um imposto específico para o setor, o Imposto pela Atividade de Exploração e

Extração de Hidrocarbonetos, calculado mensalmente de acordo com as quotas

(reajustadas anualmente):

- 1.500 pesos/km2 (US$ 101,42) durante a fase de exploração;

- 6.000 pesos/km2 (US$ 405,68) durante a fase de extração.

c. No cálculo do Imposto de Renda de Pessoa Jurídica, se aplicam taxas de dedução mais

favoráveis para algumas atividades:

- 100% dos investimentos em exploração, recuperação secundária e avançada;

- 25% dos investimentos para o desenvolvimento e explotação de jazimentos de petróleo e gás natural;

- 10% dos investimentos em infraestrutura de armazenamento e transporte, como oleodutos, gasodutos e terminais, necessária para a execução do contrato.



Outros tributos também se aplicam às concessões, e contratos com a Pemex, tais como:

• Imposto sobre compartilhamento de lucros – 65% do preço de petróleo spot.

• Impostos sobre extração de hidrocarbonetos são baseados numa escala móvel, dependendo do preço internacional dos hidrocarbonetos. A lei especifica um imposto mensal de US$ 450 / km2 27.

• Impostos sobre a exploração de hidrocarbonetos, conhecidos como taxas de aluguel de superfícies, são reduzidos de US$ 110,00/km2, de modo a incentivar companhias a preencher seus projetos de exploração dentro do cronograma especificado.

• O imposto de renda corporativo continuará a ser cobrado de todos os investidores,

inclusive a Pemex, com a mesma alíquota de 30% e o pagamento feito ao Ministério da

Fazenda (Negroponte, 2014).

• As deduções de custos receberam um teto equivalente a US$ 6,50 para cada barril de

petróleo produzido. No caso das concessões, o teto passa para 12,5% da receita de

petróleo de projetos em terra e águas rasas. O teto de 60% de receita de petróleo existe

para a produção de águas profundas e para Chicontepec com suas dificuldades geológicas.

Um limite de 80% para a receita de gás natural e condensados também se aplica.

A tabela 5 elenca os tributos e sintetiza as mudanças decorrentes da reforma.

Tabela 4: Mudança de tributos no pré e pós-reforma

Nome do tributo Pré-reforma Pós-reforma Direito ordinário sobre hidrocarbonetos // NOVO NOME: “Direito sobre a Utilidade Compartilhada”

71,5% sobre a diferença entre o valor do petróleo e gás natural extraídos e as deduções de custos autorizadas por lei.

65% sobre a diferença entre o valor do petróleo e gás natural extraídos e as deduções de custos autorizadas por lei28

Direito sobre hidrocarbonetos para o fundo de estabilização //NOVO NOME: “Direito sobre a Extração de Hidrocarbonetos”

De 1% a 10%, em função do preço da cesta mexicana de petróleo para exportação e se aplica sobre a produção de petróleo extraída, sempre que o preço exceder 22 dólares por barril. Com o preço acima de 31 dólares, a alíquota é de 10%.

O contribuinte estará obrigado a pagar mensalmente o imposto de extração de hidrocarbonetos, aplicando a taxa que corresponde aos itens I a III do artigo 44 da Lei de Hidrocarbonetos ao volume produzido no mês. (7,5% se o preço do petróleo for inferior a US 48,00/bbl e [ (0,125 x preço do Petróleo) + 1,5 ] % se preço superior a US$ 48,00/bbl

Direito extraordinário sobre a exportação de petróleo bruto

13,1% sobre a diferença entre o valor realizado e o valor previsto no orçamento das exportações de petróleo bruto. Esse direito é creditável contra o direito sobre hidrocarbonetos para o fundo de estabilização e se destina ao Fundo de

27 Para mais detalhes, ver artigo 55 da Ley de ingresos sobre hidrocarburos (México, 2014b). 28 O artigo 40 da nova Lei de Receitas de Hidrocarbonetos estabelece a base do valor do tributo sobre a utilidade compartilhada, da qual serão deduzidos os limites máximos de atividades de exploração, produção e investimento.



Nome do tributo Pré-reforma Pós-reforma Estabilização das Receitas das Entidades Federais.

Direito para a Pesquisa Científica e Tecnológica em Matéria de Energia

0,65% sobre o valor da produção de petróleo e gás natural extraídos no ano

Direito para a fiscalização petroleira

0,003% sobre o valor da produção total de petróleo bruto e gás natural extraída no ano

Direito para regular e supervisionar a exploração e produção de hidrocarbonetos// NOVO NOME: “Direito sobre a Exploração de Hidrocarbonetos” (somente para as concessões)

0,3% sobre o valor do petróleo e gás natural extraídos no ano.

O contribuinte estará obrigado ao pagamento mensal do imposto de exploração de hidrocarbonetos de acordo com as seguintes regras:

- Durante os primeiros 60 meses de vigência da concessão: aplica-se 1,150 pesos por quilômetro quadrado;

- A partir do mês 61 de vigência da Concessão em diante: aplica-se 2,750 pesos por quilômetro quadrado.

Direito único sobre hidrocarbonetos

Entre 37% e 57%, de acordo com o preço da cesta de petróleo mexicano exportado.

Direito sobre a extração de hidrocarbonetos

15% sobre o valor anual de petróleo e gás natural extraídos. Aplica-se apenas aos campos marginais, ao petróleo de águas profundas e do Paleocanal de Chicontepec.

Direito especial sobre hidrocarbonetos pela extração de cada um dos campos no Paleocanal de Chicontepec e dos campos em águas profunda

30% sobre a diferença entre o valor anual de petróleo e gás natural extraídos e as deduções de custos permitidas. Quando a produção acumulada atinge 240 milhões de barris, a alíquota passa a ser 36%.

Direito adicional sobre hidrocarbonetos pela extração de petróleo bruto e gás natural dos campos do Paleocanal de Chicontepec e dos campos em águas profundas

Caso o preço do petróleo extraído dos campos for maior que US$60 por barril, aplica-se uma alíquota de 52% sobre essa diferença, variável k multiplicada pelo volume produzido.

Imposto Especial sobre Produção e Serviços

Taxa de arrecadação varia mensalmente, de acordo com um procedimento previsto em lei e se aplica à produção e à venda ou importação de gasolina e diesel.

Imposto sobre Valor Agregado

Atribuído 0% sobre as atividades de exploração e produção de petróleo.

Imposto sobre os Rendimentos Petrolíferos

Pemex e seus organismos subsidiários, exceto a Pemex Exploração e Produção, pagam 30% sobre o rendimento líquido do exercício.

Fonte: México (2013a), México (2013c), México (2014a) e México (2014b).



O novo regime fiscal será introduzido de maneira gradual, sendo aplicável a todos os novos

projetos e existindo a opção de migrar os projetos já existentes. Para tanto, esta medida não

terá um efeito sobre as receitas públicas durante 2014, o ano da migração. O novo regime

permitirá à Pemex receber um tratamento equivalente ao de qualquer outra empresa, o que

incrementará suas receitas líquidas de impostos.

Para a Pemex, isto aumenta expressivamente as suas deduções permitidas e a capacita a

competir com as IOCs (International Oil Companies) numa mesma base29. Como consequência

das mudanças deste regime fiscal, a Pemex estima pagar 36% menos em tributos e royalties a

cada ano. O passivo fiscal da Pemex deverá se reduzir de cerca de US$ 5,2 bilhões em 2012

para cerca de US$ 1,896 bilhão a cada ano nos próximos 5 anos a partir de 2015. Isto

possibilita à companhia estatal de petróleo investir em campos previamente considerados

menos lucrativos devido à falta de tecnologia, assim como fornecer treinamento aos

engenheiros de petróleo, adquirir equipamentos e desenvolver novos campos, o que deve

aumentar sua produção petrolífera. (Negroponte, 2014)

Em tese, nos próximos 5 anos as leis secundárias estabelecem que a Pemex contribuirá para o

Ministério da Fazenda com menos de 11% dos tributos, frente a sua elevada média anterior de

69% da renda total. No papel, os tributos da Pemex foram reduzidos, mas nas leis reformadas,

o Ministério da Fazenda retém o direito de ajustá-los para assegurar receita suficiente para os

gastos públicos30. Portanto, apesar de argumentos de que a Pemex será tratada como uma

companhia produtiva, competitiva e autônoma, o governo detém o poder para recorrer aos

lucros da companhia estatal para propósitos nacionais. Isto poderá restringir severamente os

planos de investimento de longo prazo da Pemex (Negroponte, 2014).

A reforma aprovada pelo Congresso estimou em 4,7% do PIB o montante de recursos que

representou a renda petrolífera em 2013. Em 2014, estimou-se uma cobrança de impostos em

US$ 785 bilhões. Este montante vem caindo de US$ 923 bilhões em 2012 a US$ 862 bilhões em

2013, segundo as estatísticas de finanças públicas da Secretaria de Fazenda. Estas somas

representaram entre 6,0% do PIB em 2012 e 5,4% em 2013. (SHCP, 2014)

Outra importante mudança decorrente da reforma se refere ao conteúdo nacional, descrito na

seção 3.5.

29 Pemex ainda está preocupada acreditando que permanece em desvantagem para competir com empresas de petróleo privadas, devido à elevada tributação que recaía sobre ela e não sobre empresas privadas (Negroponte, 2014). 30 Para mais detalhes, ver Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2014 (Mexico, 2013c).



3.5. Conteúdo nacional

3.5.1. Pré-reforma

Em matéria de política de conteúdo nacional, as primeiras iniciativas no México ocorreram em

2008, não havendo uma política estabelecida anteriormente. A Pemex realizou um diagnóstico

do conteúdo nacional em 2009, com resultado de 35,1%31 (Pemex, 2009). Também foi a

estatal que estabeleceu que o aumento de 25% se daria em dez anos, chegando a uma meta

final de 43,9% de conteúdo nacional em 2019. Além disso, fixou-se um mínimo de 10% de

conteúdo nacional para contratos turnkey32 a serem assinados a partir de 2009. Ademais, a Lei

de Petróleos Mexicanos de 2008 estabeleceu que os Contratos Integrais de E&P também

poderiam especificar um grau mínimo de conteúdo nacional e que este poderia ser um dos

critérios de escolha nas licitações de contratos.

3.5.2. Pós-reforma

A legislação pós-reforma (México, 2014a) estabelece que as atividades de E&P no país, tanto

feitas por meio de contratos quanto de alocações, devem alcançar pelo menos 35% de

conteúdo nacional no seu conjunto em média. Essa meta exclui o E&P em águas profundas e

ultraprofundas. O percentual é igual ao já existente antes da reforma, segundo o diagnóstico

realizado pela Pemex, citado acima e será adotado gradualmente, começando com 25% em

2015 e aumentando até 35% em 2025. Posteriormente, será revisado a cada cinco anos.

Cada contrato e alocação terá também percentuais individuais, ainda não estabelecidos, assim

como prazos e etapas de cumprimento. No caso dos contratos, a meta de conteúdo nacional

será incluída na base do processo de licitação.

A Sener será responsável por estabelecer a metodologia para medir o conteúdo nacional e

verificar seu cumprimento. A metodologia deve incluir, entre outros: bens e serviços

contratados, mão de obra nacional, capacitação de mão de obra, investimento em

infraestrutura física local e regional e transferência de tecnologia.

31 O resultado final foi calculado pela média ponderada do conteúdo nacional de bens (18,6%), serviços (22,6%) e obras públicas (52%), ponderada pelo valor gasto com cada categoria entre 2006 e 2008. 32 Contrato turnkey é aquele sob o qual a empresa contratada executa todo o projeto e o entrega em estado plenamente operacional ao cliente, que só precisa ligar para colocá-lo em funcionamento.



Assim como o resto da reforma, a política de conteúdo nacional adotada é marcada pela

flexibilidade, de modo a se adaptar às diferentes condições de E&P que o país oferece. Maiores

detalhes serão conhecidos apenas com a publicação dos regulamentos pertinentes e dos

contratos oferecidos a cada rodada.

A seguir, serão explicados os principais aspectos pré e pós-reforma sobre gás natural,

petroquímica e refino.

3.6. Gás natural, petroquímica e refino

3.6.1. Pré-reforma

Em relação à regulação do gás natural, o regime de monopólio da Pemex abrangia o upstream:

exploração, produção e venda no atacado. A exceção foram os Contratos de Serviços Múltiplos,

contratos de serviço com risco adotados entre 2004 e 2007, tratados no capítulo 1. Já as

atividades do downstream do gás natural - transporte, armazenamento e distribuição, incluindo

a construção, operação e propriedade de dutos - já haviam sido liberalizadas em 1995 e podiam

ser exercidas por empresas privadas, mediante uma autorização da Sener. A regulação dessas

atividades era responsabilidade da Sener, que determinava, entre outros, os termos e

condições para acesso de terceiros aos gasodutos e os preços e tarifas cobrados pelos serviços

de transporte, distribuição e armazenamento. (México, 1917) (México, 1958)

A petroquímica era, a princípio, inteiramente incluída entre as atividades com monopólio direto

da Pemex (México, 1958). Em 1996, foi dividida entre petroquímica básica e não básica, sendo

a básica mantida sob monopólio da estatal e a não básica liberalizada para investimento

privado, sob regulação da CRE (Fernandes & Silveira, 2009).

O refino de petróleo, por sua vez, estava incluído no monopólio do Estado através da Pemex

até a reforma (México, 1958).

3.6.2. Pós-reforma

O gás natural, no que tange o upstream, está incluído na nova regulação descrita acima. Sua

exploração e produção são objetos dos mesmos tipos de contratos e alocações, mas com um

cálculo específico de royalties (conforme consta na subseção 3.2.2.).



Em relação ao downstream do gás natural, a reforma aprofundou a liberalização do setor

(1995) com a criação do Centro Nacional de Controle de Gás Natural – Cenagás – que será

proprietário e operador da rede de gás natural, conforme anteriormente assinalado na seção

3.1.1. Esse modelo escolhido vai muito além das regras de acesso a terceiros, adotadas em

1995, que manteve a propriedade e operação da maioria dos dutos com a Pemex. A reforma

atual estabelece que o sistema será operado de forma centralizada por um operador

independente. E, além disso, que toda a infraestrutura de transporte e armazenamento da

Pemex – gasodutos, equipamentos de liquefação e regaseificação, compressão e

descompressão - será transferida ao operador, assim como os contratos de reserva de

capacidade. O modelo visa equilibrar o mercado, conciliando a liberalização e a entrada de

novas empresas, com a manutenção da empresa estatal de posição histórica dominante.

Em relação à indústria petroquímica, a reforma retirou do artigo 28 da constituição a

petroquímica básica como atividade exclusiva do Estado. O transporte, comercialização e venda

ao público de petroquímicos podem ser desenvolvidos por empresas mediante uma autorização

da CRE (México, 2014a).

O refino deixa de ser monopólio da Pemex e pode ser desenvolvido por outras empresas

mediante uma autorização da Sener, sendo esta necessária inclusive para a Pemex (México,

2014a). A reforma, contudo, seguiu afetando o downstream de petróleo e a política de preços

dos combustíveis, como descrito na próxima subseção.

3.7. Downstream e política de preço de combustíveis

3.7.1. Pré-reforma

No downstream do petróleo, a Pemex também detinha o monopólio das seguintes atividades:

transporte, armazenamento, distribuição e venda de derivados de petróleo. Mas, diferente da

exploração e produção, ela estava autorizada a executá-las através de contratos com empresas

privadas (México, 1958). Na revenda de combustíveis, a Pemex era a única distribuidora e

operava um sistema de franquias com proprietários privados dos postos (Petrol Plaza, 2014).

Os preços dos combustíveis ao consumidor final são fixados pelo governo e sofrem reajustes

mensais estabelecidos pela Secretaria de Fazenda e Crédito Público. Existe uma fórmula que

leva em conta o custo do petróleo e de distribuição, o câmbio e tributos, mas não há

obrigatoriedade de o governo segui-la ao estabelecer o preço. (Plante & Jordan, 2013)



Segundo Plante & Jordan (2013), o México gastou mais de US$ 15 bilhões em 2011, ou quase

1,5% do seu PIB com subsídios a combustíveis - gasolina, diesel, GLP e outros. O Gráfico 4

mostra a evolução do preço da gasolina no México comparado ao preço nos Estados Unidos

entre 2000 e 2013, deixando claro o controle de preços.

Gráfico 4: Preço da gasolina no México reflete controle de preços

Fonte: Plante & Jordan (2013).

3.7.2. Pós reforma

A partir da reforma, as atividades do downstream foram abertas a outras empresas, tanto

públicas quanto privadas, além da Pemex. Essas atividades, que incluem refino, transporte,

distribuição e comercialização de hidrocarbonetos, serão desempenhadas mediante uma

autorização da CRE.

As atividades de refino de petróleo, processamento de gás natural e importação e exportação

de hidrocarbonetos serão reguladas e supervisionadas pela Sener. As atividades de transporte e

armazenamento, distribuição e venda ao público de gás natural e derivados de petróleo serão

reguladas pela própria CRE. A legislação também prevê que toda a infraestrutura de transporte,

armazenamento e distribuição de derivados estará sujeita a regras de livre acesso, a serem

criadas pela CRE. (México, 2014a)

A abertura do setor será acompanhada pela liberalização dos preços de combustíveis. Ambos se

darão de forma gradual entre 2015 e 2018. As permissões para comercialização de

combustíveis serão outorgadas a outras empresas a partir de 2016 e para importação, a partir

de 2017. Além disso, a partir de 2017, a Pemex terá que adequar seus contratos de

Estados Unidos

Pesos por litro

Dólares por litro

México



fornecimento às novas condições de mercado competitivo. Uma das medidas é que não poderá

haver condicionamento do fornecimento de combustíveis à celebração de contratos de franquia,

como era seu modelo anterior.

Os preços da gasolina e do diesel deixaram de ser reajustados mensalmente no final de 2014. A

partir de 2015 e até o final de 2017, o governo deve fixar apenas preços máximos, que levarão

em conta a inflação esperada. A partir de 2018, os preços serão determinados pelo mercado.

Segundo Sen & Upadhyaya (2014), essa política de “congelamento” de preços até 2018 pode

ter objetivo de evitar uma escalada antes das eleições presidenciais.

O preço do GLP também será liberalizado em processo análogo. Serão estabelecidos preços

máximos até o final de 2016 e a partir de 2017, mas o preço será o de mercado. A liberalização

do GLP será acompanhada de um programa de apoio focado que visa promover o uso eficiente

de recursos, ao trocar um subsídio geral por um direcionado33.

O último destaque comparativo da mudança advinda com a reforma é um mecanismo

amplamente utilizado pelo mundo: a criação ou adequação de um fundo específico para o

setor.

3.8. Fundo Soberano e Fundo Mexicano de Petróleo

Os Fundos Soberanos de Riqueza (FSRs) existem há mais de cinco décadas no mundo, e a

OCDE vem recomendando a sua criação para muitos países que auferem recursos significativos

com commodities e que apresentam déficits fiscais e de contas correntes. O primeiro FSR criado

foi no Kuwait em 1953, com o intuito de prover às gerações futuras os benefícios oriundos da

exploração do petróleo. Outro benefício associado à criação de um FSR é “a possibilidade de

amenizar a valorização excessiva da taxa de câmbio – combatendo a famosa “doença

holandesa” - por meio de investimentos em moeda estrangeira no exterior; as diversas opções

de investimentos de um FSR podem representar um retorno maior do que o alcançado com a

manutenção das reservas internacionais; e o benefício de se constituir uma poupança que sirva

como instrumento de política anticíclica, em caso de uma queda no preço da principal

commodity de exportação” (Lemos, 2013).

33 O setor residencial consumiu 59% do GLP no México em 2014, 74% se somado ao setor serviços (Sener, 2015), onde o uso é principalmente para cocção e aquecimento de água. O GLP é incentivado na América Latina para esses usos para substituir a lenha, cuja queima é menos segura e traz danos à saúde. Transporte e indústria consomem, cada um, em torno de 10% do total da demanda mexicana.



3.8.1. Pré-reforma

No México, o Fundo Soberano foi criado no ano 2000, sob inspiração da OCDE34, conhecido

como Fundo Mexicano de Estabilização das Receitas Petrolíferas (ou Fondo de Estabilización de

Ingresos Petroleros - FEIP) e suas receitas eram destinadas à infraestrutura, saúde, educação

atividades de petróleo.

Criado por meio de um decreto, o fundo soberano começou com um aporte inicial de 5,84

milhões de pesos, o equivalente a US$ 583 milhões. O fundo é nutrido pelos superávits

petrolíferos, transferidos em uma base de 25% dessas receitas. É gerenciado pelo Banco

Central do México e investe apenas em títulos de renda fixa, particularmente em títulos do

tesouro americano. Apenas mais recentemente o fundo começou a desenvolver uma estratégia

de diversificação dos ativos para o mercado de equities. (Rinaldi, 2010)

Os graves problemas de financiamento do setor público e instabilidade macroeconômica

levaram o FEIP a atuar como um instrumento fundamental do governo mexicano para cobrir

seus déficits, que aumentou de 3,4% do PIB em 2009 para 5% em 2010. Já em 2013, a CIA

estima que tenha sido de 2,5% (CIA, 2013). Desde 2009, a estratégia mexicana é a de

estabelecer, a partir dos investimentos de seu FSR, um movimento de proteção contra as

oscilações dos preços do petróleo. Isso tem sido feito por meio da compra de opções na faixa

de US$ 1,0 a US$ 2,0 bilhões, financiadas pelo FEIP, que garante o direito – mas não a

obrigação – de vender o barril do petróleo mexicano a US$ 57, compensando assim a queda de

preços. Esse movimento provavelmente permitiu que o governo mexicano mantivesse seu

padrão de gastos por algum tempo, mesmo com a atual redução nos preços do petróleo. De

qualquer forma, a produção declinante da estatal Pemex vinha sendo uma fonte de grande

preocupação. A queda das receitas do petróleo justifica a reforma no setor de petróleo do

México e a criação de um novo fundo, específico para cada entidade federativa, em adição ao

Fundo Soberano.

34 A OCDE levou em consideração que o México é um país extremamente dependente dos recursos originários da renda do petróleo, já que 30% do orçamento do setor público era proveniente das receitas advindas de produção e exploração de hidrocarbonetos. A OCDE alertou sobre a necessidade de aumentar a arrecadação fiscal e reduzir a dependência das finanças públicas das flutuações do mercado petrolífero. A OCDE recomendou, ainda, a criação de um fundo “independente das finanças públicas”, capaz de absorver os efeitos diretos das flutuações do mercado internacional de petróleo e o estabelecimento de um preço de referência abaixo daquele esperado, com a finalidade de criar recursos excedentes, a serem destinados ao Fundo.



3.8.2. Pós-reforma

Em 2014, no bojo da Reforma Constitucional do Petróleo, visando o aproveitamento das

receitas a serem auferidas com o setor de petróleo no desenvolvimento e estabilização do país,

foi criado o Fundo Mexicano de Estabilização e Desenvolvimento (ou Fondo Mexicano del

Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo), que começou a receber receitas do petróleo a

partir de 2015, quando entrou em operação as alocações concedidas à Pemex em 2014.

Os três principais objetivos do fundo são:

1. Receber e realizar pagamentos. O Fundo receberá as receitas do Estado derivadas das

concessões e contratos de exploração e extração de hidrocarbonetos. Quando aplicável,

poderá realizar os pagamentos associados aos custos de extração de hidrocarbonetos.

2. Contribuir com o Orçamento dos Estados da Federação (Presupuesto de los Estados de

la Federación - PEF). O Fundo transferirá recursos para o PEF até 4,7% do Produto

Interno Bruto (PIB). Este montante já inclui as transferências para os fundos de

estabilização, fundos setoriais e Auditoria Superior da Federação para cobrir os custos

de fiscalização em matéria petrolífera.

3. Administrar a poupança de longo prazo. O excedente de receitas relativo aos

pagamentos e transferências já mencionados se atribuirá a uma conta de poupança de

longo prazo, sendo investido em ativos financeiros com o fim de maximizar o retorno

em favor da Nação, porém diversificando os riscos para evitar que possam apresentar

perdas de recursos.

Esse novo fundo tem as mesmas responsabilidades do fundo do ano 2000, e a estas adiciona as

atividades de suporte financeiro à previdência social, energias renováveis, e desenvolvimento

econômico e social. O Fundo Soberano continuará a existir, porém, o acréscimo de novas

receitas será apenas dos juros das aplicações, e não mais das receitas petrolíferas.



Após terem sido aprovadas as leis regulamentares, em maio de 2014, o Fundo Mexicano do

Petróleo passou a ter a função de receber todas as receitas dos contratos relativas ao Estado

Mexicano, exceto os impostos e as contribuições, que correspondem ao Estado derivados das

alocações e dos contratos a que se refere o parágrafo 7o do artigo 27 da Constituição35.

Também será responsável por administrar e realizar os pagamentos estabelecidos nas

alocações e contratos, e as transferências que se especificam na lei. Inicialmente, o fundo

transferirá recursos para um fundo de estabilização das receitas petroleiras, até que se alcance

um limite máximo pré-estabelecido. Após o fundo alcançar este limite, esses recursos serão

destinados à poupança de longo prazo, que inclui investimentos em ativos financeiros, no limite

mínimo de 40% de todas as receitas recebidas. Os outros 60% serão destinados a

investimentos em diversos setores tais como projetos de petróleo, ciência, tecnologia,

previdência social, etc. O Fundo também transferirá recursos ao Tesouro para completar o

orçamento federal, mas esses recursos, oriundos das receitas de petróleo, devem se manter em

4,7% do PIB, o percentual transferido pela Pemex ao Tesouro em 2013. Além disso, também

serão transferidos recursos para fundos de extração de hidrocarbonetos, de pesquisa sobre

petróleo e sustentabilidade energética e de fiscalização.

Uma vez que a conta de poupança de longo prazo supere 3% do PIB, o Congresso Nacional

poderá autorizar o uso de até 60% dos recursos excedentes que ingressem no Fundo daí em

diante para financiar projetos específicos, ligados à previdência social (até 10%), ciência,

tecnologia e energias renováveis (até 10%), projetos de melhoria da conectividade e

desenvolvimento industrial (até 10%) e projetos de petróleo e infraestrutura (até 30%).

O Fundo contará com um Comitê Técnico integrado por três membros representantes do

Estado e dos membros independentes. Os membros representantes do Estado serão os titulares

da Secretaria de Fazenda e Crédito Público, da Secretaria de Energia e do Banco do México. Os

membros independentes serão nomeados pelo Presidente da República com aprovação do

Senado. O Presidente do Comitê será o Secretário de Fazenda e Crédito Público.

No próximo capítulo, alguns dos aspectos descritos na primeira metade desta Nota Técnica

serão revistos a fim de compará-los ao caso brasileiro.

35 As receitas do Estado que sejam recebidas como proporção do valor bruto dos hidrocarbonetos extraídos será destinada ao Fundo Mexicano do Petróleo e aos Fundos de Estabilização das Receitas Petrolíferas e de Estabilização das Receitas das Entidades Federativas, conforme determinado na legislação secundária mexicana.



4. Comparação das mudanças do marco regulatório do petróleo no México e no Brasil

Este capítulo tem por objeto realizar uma síntese comparativa da evolução do marco regulatório nos países citados e, para tal, se divide em quatro seções. As três próximas seções buscam comparar as principais fases comuns aos dois países, a saber: do início do setor à nacionalização, do período de monopólio da empresa estatal; e, por último, da abertura do setor ao investimento privado em ambos os países. A última seção também analisa comparativamente o setor de petróleo nos dois países, suas principais companhias, seus desafios e oportunidades.

4.1. Primeira fase: Início da exploração

A primeira fase de regulação do petróleo começa no fim do século XIX e se estende até a

criação das respectivas empresas estatais de petróleo em cada país, 1938 no México e 1953 no

Brasil.

No período colonial brasileiro, de forma análoga ao México, os direitos sobre os minerais do

subsolo pertenciam à Coroa Portuguesa, e foram passados ao Estado Imperial Brasileiro por

ocasião da independência. Segundo (Tolmasquim & Pinto Jr., 2011), “o governo imperial

outorgou, por decretos, um conjunto de concessões a particulares para exploração de recursos

energéticos, quase todos sem resultados relevantes”. Essas concessões tinham as

características das concessões outorgadas no Oriente Médio na época, como prazos muito

longos (i.e. noventa anos) e poucas obrigações do explorador junto ao Estado36 (Vaitsman,

2001 apud Tolmasquim & Pinto Jr., 2011).

36

Imposto proporcional ao rendimento de 1% da lavra.



Após a proclamação da República, em 1889, houve uma mudança importante na legislação

brasileira. A Constituição de 1891 determinou que o proprietário do solo seria também

proprietário dos recursos minerais do subsolo, o chamado sistema de acessão ou fundiário, o

mesmo sistema adotado no México alguns anos antes, no Código de Minas mexicano de 1884.

Vale ressaltar que o sistema americano, em vigor até hoje, prevê que os recursos minerais

pertencem ao proprietário do terreno onde estes recursos se encontram, independentemente

de quem for esse proprietário, seja ele uma pessoa física, pessoa jurídica, tribo indígena,

governo local, estadual ou federal. Um aspecto curioso do modelo norte-americano é que os

direitos de petróleo e gás natural podem ser destacados da propriedade da superfície do

terreno, e nesse caso, podem ser comprados, vendidos ou transferidos como qualquer outra

propriedade imobiliária, inclusive em diferentes camadas horizontais ou “extratos”37. No México,

esse sistema fundiário coincidiu com grandes descobertas de petróleo no início do século XX, de

forma que grandes empresas petrolíferas internacionais adquiriram vastas extensões de terras e

o país se tornou um dos principais exportadores de petróleo (De La Borda, 2006). No caso

brasileiro, no entanto, não houve interesse das multinacionais em explorar, já que não se

identificaram estruturas geológicas favoráveis a grandes descobertas (Tolmasquim & Pinto Jr.,

2011). Enquanto o México iniciou a produção comercial em 1901 (De La Borda, 2006), o Brasil

fez sua primeira descoberta comercial apenas em 1939 (Dias Leite, 1997 apud Tolmasquim &

Pinto Jr., 2011).

Conforme visto no capítulo 1, a gestão dos direitos minerais no subsolo no México passou por

uma grande mudança a partir de 1917, que originou um conflito do direito de propriedade na

mudança legislativa, resolvido no início da década de 1940.

37 Nos EUA, os direitos de petróleo e gás natural offshore são de propriedade do governo federal ou do governo estadual e são cedidos a empresas de petróleo para o seu desenvolvimento.



O governo Vargas reestabeleceu o princípio dominial no Brasil através do Código de Minas de

1934 (Brasil, 1934). Diferentemente do México, porém, no Brasil não houve descoberta

comercial de petróleo antes disso e, portanto, não houve conflito do direito de propriedade na

mudança legislativa. A legislação do setor era dispersa até então e o Código de Minas de 1934

serviu também para consolidar os diversos regulamentos existentes sobre a indústria mineral38.

Em julho de 1938, foi adicionado ao referido Código um capítulo específico sobre petróleo. A

legislação previa, tanto um regime de concessões, quanto a exploração e produção de petróleo

pela União, diretamente ou através de contratos de risco, também conhecidos como “contratos

de cláusulas de risco” ou “contratos de serviço de risco”39. Os dispositivos inseridos no Código

de Minas, em 1938, facultavam à União o exercício direto de atividades de E&P e a contratação

com empresas especializadas, “de reconhecida idoneidade técnica e financeira, nacionais ou

estrangeiras, a perfuração de poços para pesquisa e lavra de petróleo, por conta e risco das

empresas contratadas, em troca de uma participação, a ser convencionada, nos resultados das

atividades de E&P”. A Figura 4 abaixo ilustra essa movimentação da primeira metade do século

XX.

Figura 4: Primeiras mudanças do marco regulatório dos países analisados

No México, o regime de concessões para E&P de petróleo vigorou, na prática, até 1938, data da

expropriação da indústria petrolífera pelo Estado e criação da Pemex.

38 O Decreto-Lei nº 395/1938, que declara como “utilidade pública o abastecimento nacional de petróleo”, ressalta que o Código de Minas, promulgado pelo Decreto nº 24.642/1934, “impôs ao proprietário das minas e jazidas conhecidas a obrigação de manifestá-las ao poder público, dentro de prazos determinados, e que nenhuma jazida de hidrocarbureto, líquido ou gasoso, de valor industrial, foi manifestada e mandada registrar na vigência dos mesmos prazos, resultando em consequência que todas essas jazidas, porventura existentes no território nacional, foram incorporadas ao patrimônio da Nação”. 39 Contratos de serviço de risco foram instituídos no Brasil já na década de 1930, mas não tiveram larga adoção. Conforme será explicado mais adiante, somente após o primeiro choque do petróleo, os contratos de serviço de risco foram reinstituídos. Através deles, as empresas internacionais poderiam atuar no upstream, em troca de participação nos resultados. Tais contratos não tiveram resultados relevantes e a Constituição brasileira de 1988 os vetou.

Contrato de

serviço puro

Contrato de

serviço com

risco

Partilha de

lucro

Partilha de

produção

Monopólio

da Empresa

Estatal

Propriedade

privada dos

minerais

Concessão,

Licença ou

Autorização

Brasil

1891

México 1884

México

1917/25

Brasil

1934/38 Brasil

1938/40



No Brasil, em 1940, instituiu-se um novo Código de Minas, que já não mencionava concessões

ou contratos de risco, apenas autorizações para pesquisa e lavra das jazidas minerais. O

dispositivo legal a partir de 1940 passou a conceder apenas autorizações para pesquisa e lavra

de jazidas minerais, e optou-se pelo uso de seta contínua nesta parte da Figura 3 a fim de

explicitar a manutenção de uma destas formas de contratação até a próxima fase. É importante

destacar que a primeira descoberta comercial de petróleo no Brasil ocorreu no campo de Lobato

(Bahia) em 1939, mas que a exploração neste período inicial não obteve resultados expressivos

(ANP, 2015). Após intensas negociações no Congresso Nacional, a solução encontrada para

desenvolver o setor foi a manutenção do monopólio estatal do petróleo e a criação da

Petrobras, que inicia a segunda fase.

4.2. Segunda fase: Nacionalização da indústria

A segunda fase tem início com a criação das respectivas empresas estatais de Petróleo – a

Pemex em 193840 e a Petrobras em 1953 – e com a implementação, nos dois países, de um

regime de monopólio operado pela empresa estatal. Esse é o regime com maior grau de

intervenção estatal na indústria, em que o investimento de empresas privadas no E&P de

petróleo não é permitido, e se reduz o papel das empresas privadas ao fornecimento de alguns

serviços específicos à estatal.

No Brasil, a criação da Petrobras e a instituição do monopólio estatal do petróleo, a ser exercido

pela companhia, se deram com a Lei nº 2.004/1953 (Brasil, 1953). As refinarias privadas,

porém, já existentes nesta época, permaneceram privadas41 e as atividades de distribuição e

revenda e o setor petroquímico continuaram em regime aberto.

40 Em 1938, a recém-criada Pemex passou a controlar a maioria dos ativos da indústria de Petróleo do México, provenientes das empresas que perderam uma disputa judicial trabalhista, conforme explicado no capítulo 1. Algumas poucas empresas privadas permaneceram no país e o regime de monopólio da Pemex foi incorporado à Lei apenas em 1958. 41 Em março de 1964, no governo do Presidente João Goulart, estas refinarias foram encampadas em favor da Petrobras, através do Decreto nº 53.701/1964, o qual foi anulado logo após o golpe militar.



No México, a expropriação da indústria petrolífera se deu com o decreto de 1938, cujo nome é

Iniciativa de Decreto por el que se reforman los artículos 27 y 28 de la Constitución Política de

los Estados Unidos Mexicanos e a Pemex foi criada no mesmo ano, para incorporar os ativos

expropriados das empresas. Um pequeno número de empresas privadas que não estava

envolvida na disputa judicial trabalhista que levou à expropriação, continuou suas atividades no

país. Em 1958, o monopólio da empresa estatal Pemex, que já existia na prática42, foi

incorporado à legislação. A Figura 5 ilustra a evolução do marco regulatório neste período.

Figura 5: Evolução do marco regulatório do petróleo na nacionalização do setor

Apesar da similaridade da regulação adotada, o contexto que levou a essa adoção foi distinto

nos dois países. Enquanto no México, a nacionalização da indústria foi o modo encontrado para

enfrentar as empresas privadas estrangeiras e colher para o Estado os benefícios da expressiva

produção de petróleo, no caso brasileiro, a opção por nacionalizar a indústria e criar uma

empresa estatal veio da necessidade de se investir no aumento da produção nacional de

petróleo e da capacidade de refino.

42 Apesar da maioria dos autores considerarem que o monopólio da Pemex começou em 1938, Samples e Vittor (2012) citam que após a expropriação de 1938, a Pemex realizou contratos de serviços com risco com empresas privadas. Esta prática era controversa por “terceirizar” o domínio da nação sobre a produção, uma vez que a Constituição dizia que tal domínio era inalienável. Além de explicitar o papel monopolista da Pemex, a Lei de 1958 encerra esta questão ao estabelecer que as remunerações devessem ser definidas em dinheiro, proibindo participações em produção e resultados. Desta forma, regimes comuns na indústria mundial de petróleo (partilha, concessão e serviço com risco) foram vedados. A fim de reafirmar esta ideia, em 1960, o artigo 27 da Constituição foi reformado e adicionado que não seriam outorgadas novas concessões ou contratos, nem permaneceriam existindo os que já haviam sido outorgados (México, 1960).

Contrato de

serviço puro

Contrato de

serviço com

risco

Partilha de

lucro

Partilha de

produção

Monopólio

da Empresa

Estatal

Propriedade

privada dos

minerais

Concessão,

Licença ou

Autorização

Brasil

1934/38

México

1917/25

México

1938/58

Brasil 1953



Como afirmam Tolmasquim & Pinto Jr. (2011), “na maior parte dos casos internacionais

[incluindo o México], a nacionalização da indústria do petróleo ocorreu em um ambiente já

caracterizado pela abundância de petróleo, onde o governo e a sociedade, não sem razão, se

sentiam espoliados de suas riquezas naturais (o petróleo) pelas grandes empresas

internacionais, as quais, em geral, se identificavam com os governos dos antigos países

colonizadores. No caso brasileiro, o contexto era de escassez de petróleo, e o ente colonizador

e espoliador não estavam presentes. Assim, a racionalidade da nacionalização parece muito

mais justificada pelo princípio da indústria nascente [...] e pela percepção do caráter estratégico

do petróleo para a industrialização do país do que por pressão anti-imperialista”.

Além da diferença nas circunstâncias da criação, o próprio regime monopolista da empresa

estatal apresentou alguns pontos divergentes nos dois países. Em relação à propriedade da

empresa, a Pemex foi criada 100% estatal, enquanto a Petrobras foi criada como uma

sociedade de economia mista, sendo, no mínimo, 51% estatal e, no máximo, 49% de capital

aberto - basta a União ou a entidade da Administração Indireta deter a maioria das ações com

direito a voto (ON), sem necessidade das ações preferenciais (PN), conforme o artigo 5º, III do

Decreto-Lei nº 200/1967 (Brasil, 1967) e; Artigo 173 da Constituição Federal/1988 (Brasil,

1988). Em relação ao alcance do monopólio da empresa estatal, no México, ele atingiu todas as

etapas da cadeia de produção (exploração, produção, transporte, refino, distribuição, revenda e

comercialização), enquanto a distribuição e revenda se mantiveram abertas ao capital privado

no Brasil. Em ambos os países, o monopólio controlado pelo governo contribuiu para a

aplicação de políticas internas, tal como garantir o abastecimento do mercado doméstico.

No Brasil, o monopólio exercido pela empresa estatal vigorou entre 1953 e 1995, com exceção

dos chamados “contratos de risco”, que perduraram entre 1975 e 1988. Diante do imediato

pós-primeiro choque do petróleo e da elevada dependência brasileira de importação deste

hidrocarboneto, em 1975, o General Geisel aprovou os contratos de risco no país, através dos

quais as empresas internacionais poderiam atuar no upstream, em troca de participação nos

resultados. Tais contratos não tiveram resultados relevantes e a Constituição brasileira de 1988

os vetou. No México, o monopólio perdurou de 1938/1958 a 2013, com exceção dos contratos

de 2008 (contratos integrais, ver capítulo 1), que também não tiveram resultados significativos.

Ainda que não seja objeto desta Nota Técnica, vale ressaltar que, em 1995, houve a abertura

do setor petroquímico e de gás natural mexicano, conforme indicado no capítulo 1.



Apesar das tentativas de flexibilização do monopólio, esse regime esteve em vigor até a abertura do setor, que teve início em 1995 no Brasil e em 2013 no México. A próxima seção descreve a terceira e última fase do marco regulatório dos países analisados, com destaque para a maior experiência ocorrida no Brasil, que serviu como um referencial para a reforma mexicana (México, 2013a).

4.3. Terceira fase: Abertura e modelo atual

A terceira fase começa com a abertura do setor em cada país – 1995 no Brasil e 2013 no

México, mas o movimento que suscitou a reforma iniciou alguns anos antes.

Apesar do sucesso da exploração da Petrobras em águas profundas na década de 1980, cerca

de 50% da demanda de petróleo ainda era abastecida através de importação. Além disso, com

“a estagnação econômica e a crise financeira do Estado Brasileiro nas décadas de 1980 e 1990,

passou a ocorrer um questionamento sociopolítico acerca do exercício exclusivo do monopólio

da União nas atividades petrolíferas pela Petrobras” (Tolmasquim & Pinto Jr., 2011).

Assim, a reforma brasileira se deu em um contexto de escassez de petróleo e busca da

autossuficiência. A Emenda Constitucional no 9/1995 (Brasil, 1995) ampliou o monopólio estatal,

ao revisar o inciso V, parágrafo 1º do artigo 177 da Constituição Federal de 1988. Conforme

essa revisão, ficou garantido à União o poder de “contratar com empresas estatais ou privadas

a realização das atividades previstas nos incisos I a IV43 deste artigo observadas as condições

estabelecidas em lei”.

43 Os incisos I a IV do artigo 177 da Constituição Federal de 1988 definem como monopólio da União: I - a pesquisa e a lavra das jazidas de petróleo e gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos; II - a refinação do petróleo nacional ou estrangeiro; III - a importação e exportação dos produtos e derivados básicos resultantes das atividades previstas nos incisos anteriores; e IV - o transporte marítimo do petróleo bruto de origem nacional ou de derivados básicos de petróleo produzidos no País, bem assim o transporte, por meio de conduto, de petróleo bruto, seus derivados e gás natural de qualquer origem.



O modelo adotado em 1995 para as atividades de Exploração e Produção (E&P) de

hidrocarbonetos foi o regime de concessões. Nele, o Estado detém a titularidade das reservas

de óleo e gás ainda no subsolo, mas as empresas investidoras tornam-se proprietárias do

petróleo e do gás natural extraídos (o produto da lavra) através de suas atividades de E&P. Em

troca, as empresas devem cumprir os compromissos do contrato, como o pagamento de

tributos e participações governamentais44, além de arcar com os custos de E&P e assumirem

inteiramente os riscos da atividade no período. Esse modelo implica numa baixa interferência

do Estado nas atividades da empresa investidora e, portanto, pode ser útil para atrair

investidores num ambiente de alto risco geológico. Até o momento, foram realizadas 13

rodadas de licitações sob o regime de concessões.

Posteriormente, a descoberta das jazidas do pré-sal, a partir de 200545, alterou profundamente

as condições de risco geológico e o potencial do país para produção de petróleo e gás natural

(Petrobras, 2008). Isso trouxe novamente à tona a discussão sobre o marco regulatório

brasileiro, dada a necessidade de adequar a regulação às novas condições de menor risco e

maior rentabilidade previstos para a área. Neste sentido, o Conselho Nacional de Política

Energética (CNPE) publicou a Resolução CNPE nº 6/2007 (Brasil, 2007), que determinou que o

Ministério de Minas e Energia (MME) avaliasse as mudanças necessárias no marco legal e

excluiu os blocos situados nas bacias do pré-sal da nona rodada de licitações, ocorrida em

2007. Houve, então, uma nova reforma do marco regulatório, em 2010, cuja principal inovação

foi a adoção do regime de partilha de produção para as atividades de upstream em algumas

áreas. Assim, os novos contratos de partilha de produção devem ser licitados apenas para

blocos localizados no polígono do pré-sal e em outras áreas consideradas estratégicas.

Permanecem sob o regime de concessões as demais áreas, assim como os blocos que já

haviam sido licitados anteriormente.

O regime de partilha de produção, comparado ao de concessão, permite um maior controle do

Estado sobre todo o processo de gestão, desde a exploração até a comercialização do petróleo

e gás natural. Na partilha de produção, a empresa contratada exerce, por sua conta e risco, as

atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção e, em caso de descoberta

comercial, adquire o direito à apropriação do chamado “custo em óleo” (cost oil), ou seja, de

um volume de óleo produzido correspondente a todos os custos incorridos na exploração e

produção do campo, além dos royalties devidos ao Estado, bem como de uma parcela do

excedente em óleo, na proporção, condições e prazos estabelecidos em contrato.

44 No Brasil, a terminologia tributos não compõe ou é composta pelas participações governamentais, porém ambas as rubricas são parcelas do internacionalmente conhecido government take (Ver Tolmasquim & Pinto Jr., 2011). 45 Conforme o sítio de investidores da Petrobras (Petrobras, 2008), a primeira descoberta da Petrobras no pré-sal foi o campo de Parati em 2005. No entanto, a companhia registra o anúncio da descoberta do pré-sal em 2006, ver (Petrobras, 2013).



O modelo brasileiro do contrato de partilha incluiu ainda algumas particularidades, dentre as

quais se destaca a obrigatoriedade da Petrobras ser o operador e possuir uma participação

mínima de 30% em cada campo46. O primeiro leilão sob o regime de partilha foi realizado em

2013, relativo ao campo de Libra e a Petrobras deteve 40% de participação.

Em suma, o regime de regulação vigente atualmente no Brasil foi instituído em duas etapas: a

primeira entre 1995 (Brasil, 1995) e 1997 (Brasil, 1997) e a segunda em 2010 (Brasil, 2010a).

No México, conforme mencionado no capítulo 1, o principal fator que levou à abertura foi a

queda na produção de petróleo desde 2005, que fez com que o país exportasse menos

petróleo. A renda do petróleo contribuía com cerca de um terço do orçamento do governo e só

não sofreu uma queda brusca, porque a menor quantidade exportada foi compensada pela alta

no preço do barril no período.

Além do declínio de produção do complexo de Cantarell a partir de 2005, contribuiu para a crise

do sistema a redução das reservas e a falta de tecnologia, experiência e capital para investir em

exploração em aguas profundas, o que retardou consideravelmente a atividade de E&P no lado

mexicano do Golfo do México, onde se espera encontrar importantes reservas de petróleo, a

exemplo do que ocorre na margem americana do golfo. Soma-se a isso o fato de que, apesar

da Pemex gerar receitas, a empresa permanecia dependente do orçamento federal, disputando

recursos com outros projetos do Estado Mexicano. Desta forma, os investimentos necessários à

manutenção e/ou expansão da produção estavam engessados pelo Estado. Como fator

agravante de sua debilitação financeira, a estatal foi, por muitos anos, utilizada para captação

de empréstimos no exterior, para uso do governo fora do setor47.

Conforme mostra a Figura 6, o setor de petróleo, portanto, evoluiu do monopólio para os

contratos de serviço, em dois tempos diferentes. No Brasil, o contrato de serviço de risco

vigorou de 1938 a 1940, conforme citado anteriormente, e de 1975 a 1988. Em ambos os

casos, não obteve resultados significativos. No México, os contratos de serviço de risco,

começaram a vigorar em 2008 com os chamados Contratos Integrais (ver capítulo 1).

46

O Congresso Nacional está estudando alterar esse limite (Senado do Brasil, 2015). 47 Vale ressaltar que durante um longo período a Pemex foi a companhia mexicana com melhor credit rating e maior acesso aos mercados financeiros internacionais. Com isso, a Pemex obtinha os empréstimos e depois o governo mexicano redistribuía os fundos no país (Fernandes & Silveira, 1999 e Breglia, 2013).



Figura 6: Evolução do marco regulatório para contratos de serviço

Mexicanos]

A titularidade do petróleo produzido (o produto da lavra) varia de acordo com os regimes

adotados, mas as reservas não exploradas, ainda no subsolo, pertencem sempre ao Estado.

Mesmo assim, o novo modelo mexicano determina explicitamente que as empresas públicas ou

privadas que detenham contratos de E&P podem contabilizar o valor desses contratos e do

lucro esperado em suas demonstrações financeiras. Essa é uma condição chave para as

empresas privadas se interessarem em investir no país. No caso do Brasil, a titularidade para as

as empresas estrangeiras só surgiu em 2010, com a Lei de Partilha da Produção, a Lei nº

12.351/2010 (Brasil, 2010a).

O novo regime regulatório adotado no México é muito abrangente e flexível. Inclui os dois tipos

praticados no Brasil – concessões e partilha de produção, além de outros dois – contratos de

serviço com risco e partilha de lucro, como pode ser visto na Figura 7. Assim, o modelo dá

liberdade ao governo para adequar cada contrato às diferentes condições de cada área, bem

como de cada momento, sem a necessidade de alterar a Constituição nem a legislação do

setor.

Contrato de

serviço puro

Contrato de

serviço com

risco

Partilha de

lucro

Partilha de

produção

Monopólio

da Empresa

Estatal

Propriedade

privada dos

minerais

Concessão,

Licença ou

Autorização

México

1938/58

Brasil

1953

Brasil 1975 a

1988

México 2008



Figura 7: Evolução do marco regulatório na abertura do setor

Mexicanos]

Tanto Brasil quanto México adotam hoje sistemas híbridos, que admitem a coexistência de

diferentes tipos de contratação. Assim como aconteceu no Brasil, o México conciliou a abertura

do setor e o fim do monopólio com a manutenção de sua empresa estatal. No caso mexicano,

um dos objetivos da reforma é também reestruturar a própria Pemex, que deixou de ser um

“organismo descentralizado” e passará a ser uma “empresa produtiva do Estado”, que terá

como meta a criação de lucro (conforme descrito no capítulo 3). De modo similar à composição

do conselho de administração da Petrobras48, a Pemex terá um novo conselho de

administração, com a participação de representantes do governo federal e de conselheiros

independentes.

Conforme visto na Seção 3.3, a Pemex teve uma “Rodada Zero”, como é conhecido o direito de

a empresa estatal escolher determinadas áreas para exploração própria, antes que comecem as

rodadas de licitações abertas às outras empresas. O Brasil adotou a mesma prática em relação

à Petrobras durante a reforma de 1995.

Outras semelhanças com o caso brasileiro são a adoção de uma política de conteúdo nacional e

a criação de um fundo soberano. A Tabela 5 sintetiza os marcos legais, as modalidades de

contratação e a política de conteúdo local vigente nos países supracitados.

48 O Conselho de Administração da Petrobras é um órgão de natureza colegiada e autônomo dentro de suas prerrogativas e responsabilidades, na forma da lei e do Estatuto Social (Petrobras, 2011).

Contrato de

serviço puro

Contrato de

serviço com

risco

Partilha de

lucro

Partilha de

produção

Monopólio

da Empresa

Estatal

Propriedade

privada dos

minerais

Concessão,

Licença ou

Autorização

Brasil

1995

México

2013

México

1938/58

Brasil

1953

Brasil

2010

México 2013

México 2013

México 2008/2013



Tabela 5: Aspectos da Reforma: México e Brasil

Itens da Reforma México Brasil

Legislação

Decreto de 23 de agosto de 2013¹ e Ley de

Hidrocarburos e Lei de receitas sobre

hidrocarbonetos 2014.

Lei nº 9.478/1997; e

Lei nº 12.351/2010

Modalidades de

contrato

(1) licença

(2) partilha

(2.1) de produção

(2.2) de lucro

(3) contratos de serviços

(1) Concessão

(2) Partilha de produção

Conteúdo Local Até 25%, em 2015, vai aumentando para 35% em

2025, em média.

Na 13a rodada (última), o conteúdo

local médio variou de 73 a 80%,

respectivamente na exploração e no

desenvolvimento.

¹Este Decreto recebeu o nome de Iniciativa de Decreto por el que se reforman los artículos 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Vale ressaltar que no México, as leis e decretos não são numerados, são identificadas apenas por seu título e data. Fonte: ANP (2016), Brasil (1997), Brasil (2010a) e México (2014a).

O Brasil adota uma política de conteúdo local desde a primeira rodada de licitação de

concessões, que, incialmente, não exigia um percentual mínimo. O percentual de conteúdo local

oferecido pelas empresas gerava pontos que eram considerados no processo de licitação. Esse

modelo vigorou da primeira à quarta rodada, entre 1999 e 2002. A partir da quinta, em 2003,

passou-se a exigir um percentual mínimo de conteúdo local e, a partir da sétima, em 2005,

adotou-se uma faixa com limites mínimos e máximos (ANP, 2016). A adoção da cláusula da

partilha de produção não alterou as regras de conteúdo local estabelecidas pela ANP,

continuando a vigorar os mesmos percentuais e as regras anteriormente estabelecidas (ANP,

2013). No México, a política de conteúdo local começou a ser implantada pouco antes da

reforma, conforme visto no capítulo 3. A partir da reforma, esses percentuais passaram a variar

de 25% em 2015 chegando a 35% em 2025, em média, definido caso a caso.

Outra similaridade no rearranjo regulatório do setor é a adoção de um fundo de inserção de

recursos do setor. A geração de riquezas derivadas do petróleo e as dificuldades na gestão de

déficits fiscais e de contas externas conduziram à criação dos fundos soberanos e dos fundos

específicos do petróleo, no Brasil e no México. Dada a complexidade deste tema, optou-se por

analisá-lo em subseção específica, a seguir.



4.3.1. Fundos Soberanos e do Petróleo: Brasil e México

No Brasil, o Fundo Soberano foi criado em 2008, para atuar como uma balança cambial frente a

variações muito intensas da moeda nacional frente ao dólar. Em 2010, a Lei nº 12.351/2010

(Brasil, 2010a), dentre outras providências no setor de petróleo e gás natural, determinou a

criação do Fundo Social (FS), e dispondo sobre sua estrutura e fonte de recursos. O Fundo

Social foi criado para o combate à pobreza e para o desenvolvimento de educação, cultura,

esporte, saúde pública, ciência e tecnologia, meio ambiente, além de mitigação e adaptação às

mudanças climáticas. Conforme já discutido na seção 3.8, o Fundo Mexicano do Petróleo

(Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo, ou FMP) foi criado em 2013,

no bojo da Reforma Constitucional do Petróleo, e utiliza, além das receitas da atividade de

exploração e produção, as rendas e poupança do seu antecessor, o Fundo de Estabilização de

Receitas Petrolíferas do México, ou Fondo de Estabilización de Ingresos Petroleros (FEIP), criado no ano 2000, sob recomendação da OCDE (IPT, 2009). A Tabela 6 expõe as

semelhanças e especificidades dos fundos soberanos e do petróleo no Brasil e no México.

Tabela 6: Comparação entre os Fundos do Brasil e do México

Fundo \ País Brasil México

I. Fundo Soberano Criado em 2008 Criado em 2000

I.1. Lastreado em... Receitas fiscais Receitas de petróleo

I.2. Aplicações em... Proteção fiscal e cambial quanto a

quedas do preço das commodities

Proteção cambial e fiscal quanto a

quedas do preço das commodities,

petróleo, infraestrutura e questões

sociais

II. Fundo de Petróleo Criado em 2010, denominado Fundo

Social

Criado em 2008, denominado Fundo

Mexicano do Petróleo

II.1. Ligado a uma

empresa estatal

PPSA – que pode comercializar o

petróleo

O Fundo se autogere

II.2. Ligado a uma

agência reguladora

ANP CNH

II.3. Aplicações Saúde, educação e questões sociais Previdência social, saúde, educação,

petróleo, energias renováveis,

infraestrutura, desenvolvimento e

questões sociais

Fonte: Elaboração própria, a partir das legislações do México (México, 1958), (México, 2014a), (México, 2014b) e do Brasil (Brasil, 2008) e (Brasil, 2010a).



Conforme visto na seção 3.8, os Fundos Soberanos de Riqueza (FSRs) existem há mais de

cinco décadas no mundo, e recebem um forte estímulo por parte da OCDE que tem

recomendado a sua criação para países que auferem recursos significativos com

commodities e que apresentam déficits fiscais e de contas correntes.

No México além do Fundo Soberano, criado no ano 2000, e conhecido como Fundo de

Estabilização das Receitas Petrolíferas do México (FEIP), foi criado um novo fundo em

2014. O Fundo Mexicano do Petróleo para a Estabilização e Desenvolvimento, que começou

a receber receitas do petróleo a partir de 2015, em excesso (ou seja, acima) de 4,7% do

PIB, após entrarem em operação as alocações concedidas à Pemex em 201449. Por seu

turno, no Brasil, também existem dois fundos diferentes, nos seus objetivos e dotações.

De modo análogo ao México, o primeiro fundo a ser criado no Brasil foi o Fundo Soberano,

instituído em 2008, pela Lei nº 11.887/2008 (Brasil, 2008), de 24 de dezembro, e tendo

como fundos originários, receita tributária, e títulos emitidos pelo Governo. Os objetivos do

Fundo Soberano, conforme apresentado na Lei, são “promover investimentos em ativos no

Brasil e no exterior, formar poupança pública, mitigar os efeitos dos ciclos econômicos e

fomentar projetos de interesse estratégico do País, localizados no exterior”. Os recursos do

Fundo Soberano do Brasil (FSB) serão utilizados exclusivamente para investimentos e

inversões financeiras nas finalidades previstas no artigo 1o da Lei nº 11.887/2008 (Brasil,

2008):

I. Por meio de aquisição de ativos financeiros externos:

a) mediante aplicação em depósitos especiais remunerados em instituição

financeira federal; ou

b) diretamente, pelo Ministério da Fazenda; ou

II. Por meio da integralização de cotas do fundo privado a que se refere o artigo 7 º da Lei

nº 11.887/2008 (Brasil, 2008), que criou o Fundo Fiscal de Investimentos e

Estabilização (FFIE). Conforme o artigo 7º, a União, com recursos do FSB, poderá

participar como cotista única de FFIE, a ser constituído por instituição financeira

federal, observadas as normas a que se refere o inciso XXII do artigo 4º da Lei nº

4.595/1964 (Brasil, 1964), de 31 de dezembro (cuja redação se propõe a “Estatuir

normas para as operações das instituições financeiras públicas, para preservar sua

solidez e adequar seu funcionamento aos objetivos desta lei”).

49 Para maiores detalhes, ver Senado do México (2014a), (2014b) e (2014c).



“O Fundo Soberano do Brasil (FSB) foi criado em dezembro de 2008 com o propósito de

formar poupança pública, promover investimentos em ativos no Brasil e no exterior, mitigar

os efeitos dos ciclos econômicos e fomentar projetos de interesse estratégico do País

localizado no exterior. A criação do FSB acompanhou o boom de FSR da década de 2000 resguardando suas peculiaridades.” (Lemos, 2013)

O segundo fundo brasileiro é o Fundo Social, criado pela Lei nº 12.351/2010 (Brasil,

2010a). Esse fundo tem origem nas receitas do Pré-Sal (parcela dos bônus de assinatura,

parcela dos royalties destinados à União e receita advinda da comercialização de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos da União, conforme definido em lei, mais

os resultados de aplicações financeiras sobre suas disponibilidades e outros recursos

destinados ao FS por lei). A finalidade do Fundo Social é de constituir fonte de recursos

para o desenvolvimento social e regional, na forma de programas e projetos nas áreas de

combate à pobreza e de desenvolvimento: da educação; da cultura; do esporte; da saúde

pública; da ciência e tecnologia; do meio ambiente; de mitigação e adaptação às mudanças

climáticas.

O chamado Fundo Soberano é originado do excedente fiscal, enquanto o denominado

Fundo Social é derivado das receitas do petróleo no regime de partilha de produção. Vale

notar, ainda, que o Fundo Soberano é um fundo especial de natureza contábil e financeira,

vinculado ao Ministério da Fazenda. Já o Fundo Social é natureza contábil e financeira,

vinculado à Presidência da República.

O Fundo Social está inserido em um contexto regulatório recente, marcado pela

promulgação de três leis. A Lei no 12.276/2010 (Brasil, 2010b) que trata da cessão onerosa

(área pertencente à União) e capitalização da Petrobras, depois a Lei no 12.304/2010

(Brasil, 2010c) refere-se à criação da nova empresa estatal chamada Pré-sal Petróleo S.A.

(PPSA). Por fim, a Lei no 12.351/2010 (Brasil, 2010a), que estabeleceu o regime de partilha

para a região do pré-sal, além instituir o próprio Fundo Social. De acordo com a Lei no

12.351/2010 (Brasil, 2010a), o Fundo Social é baseado nas receitas diretas do petróleo, ou

receitas geradas com ativos financeiros advindos das receitas petrolíferas, dentre estas as

“receitas advindas de comercialização das parcelas de produção pertencentes à União” que

serão geridas pela PPSA.

A próxima subseção segue comparando os países supracitados, desta vez com foco nas

empresas estatais que operam campos de petróleo.



4.3.2. Petrobras X Pemex

As duas principais empresas estatais do Brasil e do México, Petrobras e Pemex, são

frequentemente comparadas por serem as duas maiores empresas de petróleo da América

Latina, localizadas nas duas maiores economias desta região. Tendo sido criada quinze anos

antes da Petrobras, a Pemex alcançou níveis de produção, retorno financeiro e geração de

reservas admiráveis, e entre as maiores companhias petrolíferas do mundo. Entretanto, a partir

do fim dos anos 1980, a Petrobras começou a se destacar, com a exploração em águas

profundas e ultraprofundas, e com índices de retorno e lucratividade incomparáveis (Trojbicz,

2014), ganhando a dianteira na preferência dos investidores estrangeiros.

Conforme a Tabela 7, a seguir, de acordo com as variáveis de lucro líquido, reservas e

investimentos, a Petrobras leva vantagem. No que concerne montante de EBITDA,

endividamento, credit rating e produção, a Pemex está melhor situada.

Tabela 7: Indicadores-chave da Petrobras e da Pemex

Critério Pemex Petrobras

Lucro Líquido 2014 (US$ bilhões) -39,9

-9,2

EBITDA 2014 (US$ bilhões) 36,1 -9,1

Produção anual de hidrocarbonetos

em 2014 (milhões boe por dia) 3, 5 2,7

Reservas provadas de

hidrocarbonetos no fim de 2014 1P

(bilhões boe)

13,02 16,6

Investimentos (US$ bilhões) 27,7 em 2014

37,1 em 2014

98,4 (Plano de Negócios e Gestão 2015-

2019) ou

19,7 por ano

No empregados (fim de 2014) 153 mil 372 mil (81 mil efetivos + 291 mil

prestadores de serviço)

Endividamento (US$ bilhões) 85,9

136,0

Credit Rating (final de 2014)

BBB+ (S&P)

A3 (Moody´s)

BBB+ (Fitch)

BBB- (S&P)

Baa2 (Moody’s)

BBB (Fitch)

Fonte: Elaboração a partir de Petrobras (2014), Petrobras (2015) e Pemex (2015).

Nota: taxa média de conversão em 2014 de real por dólar de 2,35 e de peso mexicano por dólar de 13,31 obtida em BCB (2016).



Destaca-se que o EBITDA da Pemex foi bem maior que o da Petrobras em 2014, que por sua

vez foi negativo, em grande parte, devido à perda de 19 bilhões de dólares por desvalorização

de ativos (impairment) da empresa brasileira (Petrobras, 2014). No entanto, ao comparar o

lucro líquido, a Petrobras perdeu menos ao longo do ano, devido à gigantesca tributação da

Pemex (56,1 bilhões de dólares) e benefícios aos empregados (20,7 bilhões de dólares)

(Pemex, 2015).

Nos últimos anos, a Petrobras realizou vultosos investimentos, o que contribuiu para um

endividamento elevado. Parte deste esforço direcionado ao E&P em situação de preços

favorável ao investimento conduziu a essa crescente oferta de petróleo da companhia brasileira.

Apesar da produção da Pemex estar maior que a da Petrobras, os movimentos são distintos:

enquanto a Pemex vem reduzindo anualmente, a Petrobras aumenta, e com perspectivas de

permanência desta dinâmica no curto e médio prazos. Por outro lado, a petrolífera mexicana

passou por uma reforma que promete ampliar sua competitividade e atrair investidores

internacionais, seja pela sua busca do aumento de eficiência, produtividade e transparência,

seja pelas oportunidades concretas e muito facilitadas de investir no setor de petróleo

mexicano.



5. Considerações Finais

A reforma representa uma mudança fundamental de direção no setor de energia no México, e,

em particular, para petróleo e gás natural, na medida em que alterou as condições de

operação, sobretudo nos seguintes termos: a) operação na exploração e produção - adicionou

as empresas privadas à lista que anteriormente só continha a Pemex; b) fiscais e incentivos -

reduziu e simplificou carga tributária; c) lucratividade - ampliou as condições do retorno

financeiro; d) segurança institucional e jurídica - reestruturou as instituições e readequou o

sistema jurídico, através de novas leis, decretos e adendos legais. Sob esse aspecto, a reforma

promoveu alterações essenciais que deverão contribuir para retomar o crescimento do

investimento em petróleo e gás natural, a retomada do crescimento e a expansão de fontes de

petróleo não convencionais, como a exploração e produção de águas profundas e tight oil &

gas.

Dado o contexto histórico, e a evolução dos indicadores de produção e reserva na última

década, a reforma se apresentava como a solução para os problemas apresentados pelo setor,

como falta de investimento, produção em declínio, perda de arrecadação tributária e riscos de

contágio macroeconômicos.

Em alguns aspectos, como no caso da carga tributária, a reforma trouxe simplicidade, redução

do número de tributos (de treze para apenas três tributos) e das alíquotas, aliviando o custo

das empresas, contribuindo para elevar o retorno, e facilitando aspectos de gestão das

mesmas. Em outros aspectos, como no caso dos tipos de contratos, a reforma criou quatro

novos tipos de contratos (licença, partilha de produção, partilha de lucros e contratos de

serviços) onde antes só havia as alocações para a Pemex. Em resumo, a reforma promoveu a

adoção de medidas que deverão propiciar mais recursos para as empresas investidoras em

petróleo e gás natural, maior dinamismo para a economia mexicana, tais como: mais incentivos

a investir, menores impostos, regras de crescente e gradual conteúdo local, fundos de petróleo

que beneficiam diversos setores, desde a infraestrutura até serviços de saúde, educação e

assistência social.

As semelhanças econômico-sociais entre Brasil e México tem reflexo nos questionamentos

acerca da evolução do marco regulatório, mas cada país percorreu sua trajetória em função de

suas especificidades geográficas, político-institucionais e tecnológicas: i) o início da exploração

de petróleo no México caracterizou-se por atrair empresas estrangeiras e multinacionais,

enquanto no Brasil não houve uma grande descoberta comercial no início; ii) a nacionalização

foi deflagrada por razões diferentes no México e no Brasil, o que levou a uma diferenciação de

contratos; iii) a abertura também foi motivada por fatores diversos no México e no Brasil, o que

conduziu a processos de abertura diferentes e com impactos diversos nos dois países.



Para os Estados Unidos, como vizinho do México, as consequências da reforma mexicana são

mais imediatas: um novo mercado bem atrativo para suas empresas operadoras, prestadoras

de serviços, e fornecedoras de equipamentos.

No caso do Brasil, a avaliação dos impactos requer um pouco mais de cuidado. Em primeiro

lugar, como opção alternativa de investimento, o México pode certamente atuar como

concorrência ao Brasil no setor petrolífero. O fato de ter realizado sua reforma mais

recentemente permitiu que o México avaliasse cautelosamente todas as opções e criasse um

ambiente bastante favorável aos investidores, permitindo-lhes uma maior liberdade de escolha:

no que concerne ao regime fiscal, aos parâmetros de otimização de lucros e produção, e

também maior flexibilidade quanto aos limites de conteúdo local.

Por um lado, a reforma atua no sentido de melhorar as condições de investimento no México.

Por outro, a queda dos preços do petróleo traz um retardo nas decisões de investimento e um

clima de parada no setor. A resultante final deste conjunto de impactos dependerá da maior ou

menor duração dessa queda dos preços e da capacidade de o país adaptar sua regulação ao

novo contexto.

Cumpre ressaltar que esta Nota Técnica foi inspirada pelo livro “Marcos Regulatórios da

Indústria Mundial do Petróleo”, cujos organizadores e autores, em quase sua totalidade,

trabalham ou trabalharam na EPE. Como desdobramento deste trabalho, devem ser assinaladas

duas linhas de pesquisa. Uma primeira linha envolve o estudo dos impactos e desdobramento

da Reforma no México. Uma segunda linha trata da continuação do estudo da indústria de

petróleo em países que têm forte influência no mercado internacional de petróleo ou

semelhanças com o Brasil.



Agradecimentos

Agradecemos aos geólogos Reneu Silva (ex-consultor técnico da DPG/EPE) e Regina Fernandes,

ao matemático Marcos Frederico de Souza, ao engenheiro Bruno Stukart e aos coautores do

livro Marcos Regulatórios da Indústria Mundial de Petróleo, os economistas Carlos Pacheco e

Giovani Machado, pela colaboração nas etapas iniciais desse trabalho, bem como pelo suporte

técnico ao longo do desenvolvimento desta Nota Técnica. Por fim, agradecemos ao ex-chefe do

escritório da Petrobras no México, o engenheiro Roberto de Toledo pela colaboração na etapa

final de elaboração deste documento.

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MARCO REGULATÓRIO DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO NO … · planejamento do setor energético, tais...

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